Generatorschutz REG670 Vorkonfiguriert Produktdatenblatt€¦ · CV GAPC 51/27 U ROV2 PTOV 59N 3Uo> OC4 PTOC 51/67 3I-> CC RBRF 50BF 3I> BF NS2 PTOC 46 I2> TR

Relion® 670 Serie

Generatorschutz REG670VorkonfiguriertProduktdatenblatt

Inhaltsverzeichnis

1. Anwendung....................................................................3

2. Nutzbare Funktionen......................................................9

3. Differentialschutz..........................................................13

4. Impedanzschutz...........................................................15

5. Stromschutz.................................................................16

6. Spannungsschutz.........................................................19

7. Frequenzschutz............................................................20

8. Multifunktionsschutz.....................................................21

9. Sekundärsystem-Überwachung...................................21

10. Steuerung...................................................................22

11. Logik...........................................................................23

12. Überwachung..............................................................23

13. Messung.....................................................................25

14. Grundfunktionen des IED............................................25

15. Mensch-Maschine-Schnittstelle...................................25

16. Stationskommunikation ..............................................26

17. Kommunikation zur Gegenseite...................................27

18. Beschreibung der Hardware........................................27

19. Anschlussdiagramme..................................................31

20. Technische Daten.......................................................40

21. Bestellung...................................................................87

Haftungsausschluss

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Generatorschutz REG670 1MRK 502 032-BDE AVorkonfiguriert Produktversion: 1.2

2 ABB

1. AnwendungDas REG670 wird zum Schutz, Steuerung und Überwachungvon Generator-Transformator-Blöcken kleiner und großerGeneratoreneinheiten eingesetzt. Das IED verfügt über eineumfassende Funktionsbibliothek, für die Anforderungen derGeneratorenanwendungen. Durch die große Anzahl vonAnalogeingängen und die umfassende Funktionspalette, istdie Integration zahlreicher Funktionen in einem IED möglich.Zwei Einheiten stellen typischerweise die Gesamtheit derFunktionen, bei gleichzeitiger hoher Redundanz bereit.REG670 ist darüber hinaus in der Lage,Ladestromdrosselspulen zu schützen und zu steuern.

Als Stator-Erdfehlerschutz ist sowohl der herkömmliche 95 %als auch der 100 %-Schutz mit Injektionsprinzip oderbasierend auf der 3. Oberschwingung enthalten. Wird derinjektionsbasierte Schutz eingesetzt, werden 100 % derStatorwicklungen der Maschine, einschließlich desSternpunkts in allen Betriebsmodi geschützt. Der 100 %-Stator-Erdfehlerschutz basierend auf der 3. Oberschwingungsetzt das Prinzip der 3. Oberschwingungs-Differentialspannung ein. Der injektionsbasierte 100 %-Stator-Erdfehlerschutz ist auch in Betrieb, wenn die Maschine außerBetrieb ist. Erprobte Algorithmen für Polschlupf, Unterregung,Rotor-Erdfehler, Gegensystemstromschutz, usw. sind im IEDenthalten.

Der Generator-Differentialschutz im REG670 ist für einenkorrekten Betrieb bei Generatoranwendungen angepasst, umFaktoren, wie beispielsweise lange Gleichstrom-Zeitkonstanten und Anforderungen bei kurzen Auslösezeitenzu berücksichtigen.

Da viele der Schutzfunktionen als mehrfache Instanzenverwendet werden können, gibt es viele Möglichkeiten, um

mehr als ein Objekt mit einem IED zu schützen. Es istmöglich, einen Schutz für einen Hilfstransformator im gleichenIED zu haben, in dem der Hauptschutz für den Generatorangeordnet ist. Das Konzept ermöglicht somit sehrkosteneffiziente Lösungen.

Das REG670 bietet außerdem verschiedeneÜberwachungsoptionen, da zahlreiche Werte an das HMIübertragen werden können.

Die breite Anwendungsflexibilität prädestiniert dieses Produktsowohl für neue Anlagen als auch für die Ertüchtigungbestehender Anlagen.

Serielle Datenkommunikation erfolgt über Lichtwellenleiter-Verbindungen, um die störungsfreie Datenübermittlung zugewährleisten.

Die breite Anwendungsflexibilität prädestiniert dieses Produktsowohl für neue Anlagen als auch für die Ertüchtigungbestehender Anlagen.

Durch die Anwendung eines patentierten Algorithmus kanndas REG670 (ebenso wie alle anderen Produkte der Serie670) die Netzfrequenz innerhalb eines sehr breiten Spektrumsvon 9 Hz bis 95 Hz überwachen. Hierzu sollte vorzugsweisedas von den Generatoranschlüssen gelieferte dreiphasigeSpannungssignal an das IED angeschlossen werden. Das IEDkann dann seinen Filteralgorithmus so anpassen, dass einekorrekte Messung aller Strom- und Spannungszeiger der andas IED angeschlossenen Signale gewährleistet ist. DieseFunktion ist für zuverlässigen Schutz beim An- undHerunterfahren des Generators unerlässlich.

Generatorschutz REG670 1MRK 502 032-BDE AVorkonfiguriert Produktversion: 1.2 Herausgegeben: Oktober 2013

Revision: A

ABB 3

=IEC11000068=1=de=Original.vsd

GI

U

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

64R Re<

STEF PHIZ

59THD U3d/N

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.2 – A20

Gen Diff + Reserveschutz 12AI

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

CV GAPC

51/27 U

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>

Andere Funktionen in der Funktionsbibliothek verfügbar

+ RXTTE4

T2W PDIF

87T 3Id/I

HZ PDIF

87 IdN

Alternative Funktionen für 87G/GEN PDIF

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

AEG GAPC

50AE U/I>

CV MMXN

Meter.

ROV2 PTOV

59N UN>

YY

D

IEC11000068 V1 DE

Abb. 1. Typische Generatorschutz-Anwendung mit Generatordifferential- und Reserveschutz, einschließlich 12 Analogeingängen,Transformatoren in halbem 19" Gehäuse.


4 ABB


GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXN

Meter.

Option

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

ROV2 PTOV

59N

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3 I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

+ RXTTE4

HZ PDIF

87 IdN

AEG GAPC

50AE U/I>

CCS RDIF

87CT I2d/I

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>



STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

T2W PDIF

87T 3Id/I

REG 670*1.2 – A20

3Uo>

YY

Erdungs-Transformator

D


IEC11000070 V1 DE

Abb. 2. A20 Anwendung mit Hochimpedanz-Generatordifferential- und Reserveschutz, einschließlich 12 Analogeingängen,Transformatoren in halbem 19" Gehäuse.


ABB 5


CCS RDIF

87CT I2d/I

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>


HZ PDIF

87 IdN


GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

STEF PHIZ

59THD U3d/N

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

CV MMXN

Meter.

Option

REG 670*1.2 – A20


ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

AEG GAPC

50AE U/I>

+ RXTTE4

T2W PDIF

87O 3Id/I

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

YY

Y

Blo

cktra

nsfo

rmat

or

D

D

IEC11000069 V1 DE

Abb. 3. A20 Anwendung mit allgemeinem Differential- und Reserveschutz, einschließlich 12 Analogeingängen, Transformatoren in halbem19" Gehäuse.


6 ABB


GI

U

CV GAPC

64R Re<

ROV2 PTOV

59N UN>

GEN PDIF

87G 3Id/I

SA PTUF

81 f<

SA PTOF

81 f>

SDD RFUF

60FL

Option

SDE PSDE

32N P0->

REG 670*1.2 – B30


ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

CCS RDIF

87CT I2d/I

CV GAPC

51/27 U

OC4 PTOC

51/67 3I->

CC RBRF

50BF 3I> BF

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

PSP PPAM

78 Ucos

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

AEG GAPC

50AE U/I>

CC RPLD

52PD PD


+ RXTTE4

STEF PHIZ

59THD U3d/N

T2W PDIF

87T 3Id/I

REF PDIF

87N IdN/I

Hilfssammelschiene

OC4 PTOC

50/51 3I>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

EF4 PTOC

51N IN>

OC4 PTOC

50/51 3I>

Hauptschutz

Reserveschutz

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

T3W PDIF

87T 3Id/I

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

CV MMXN

Meter.

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

YY

YY

YBlocktransformator

Eig

enbe

darfs

trans

form

ator

Err

eger

trans

form

ator

D

D

D

IEC11000071 V1 DE

Abb. 4. Erweiterte Generatorschutz-Anwendung mit Generatordifferential- und Reserveschutz, einschließlich 24 Analogeingängen,Transformatoren in vollem 19" Gehäuse. Ein zusätzlicher Polschlupf-, 100%-Stator-Erdfehler- und allgemeiner Differentialschutzkann ergänzt werden.


ABB 7


GI

U

CV GAPC

64R Re<

STEF PHIZ

59THD U3d/N

TR PTTR

49 Ith

SA PTUF

81 f<

CV MMXN

Meter.

EF4 PTOC

50N/51N IN>

REF PDIF

87N IdN/I

OV2 PTOV

59 3U>

T3W PDIF

87O 3Id/I

REG 670*1.2 – C30

T2W PDIF

87T 3Id/I

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

Generator und Blocktransformatorschutz 24AI

NS2 PTOC

46 I2>

TR PTTR

49 Ith

SDD RFUF

60FL

SDD RFUF

60FL

ZMH PDIS

21 Z<

LEX PDIS

40 <

GUP PDUP

37 P<

GOP PDOP

32 P

PSP PPAM

78 Ucos

Option

SA PTOF

81 f>

OEX PVPH

24 U/f>

UV2 PTUV

27 3U<

OV2 PTOV

59 3U>

SDE PSDE

32N P0->

CV GAPC

51/27 U

SES RSYN

25

CV GAPC

51V I>/U

PH PIOC

50 3I>>

CC RPLD

52PD PD

OC4 PTOC

51/67 3I>


CCS RDIF

87CT I2d/I

OC4 PTOC

50/51 3I>

OC4 PTOC

50/51 3I>

CC RBRF

50BF 3I> BF

GEN PDIF

87G 3Id/I+ RXTTE4

STTI PHIZ

64S RSE<

ROTI PHIZ

64R RRE<

ROV2 PTOV

59N UN>

CC RBRF

50BF 3I> BF

OC4 PTOC

51/67 3I->

AEG GAPC

50AE U/I>

CV MMXN

Meter.

YY

ROV2 PTOV

59N 3Uo>

YY

YY

Y

Blo

cktra

nsfo

rmat

or

Erdungs-Transformator

D

D

D

D

IEC11000072 V1 DE

Abb. 5. Blockschutz, einschließlich Generator-Transformator-Schutz mit 24 Analogeingängen in vollem 19" Gehäuse. Ein zusätzlicherPolschlupf- und 100%-Stator-Erdfehlerschutz kann ergänzt werden.


8 ABB

2. Nutzbare Funktionen

Hauptschutzfunktionen

2 = Anzahl der Basisinstanzen3-A03 = in der Ausführung A03 enthaltene, optionale Funktion (siehe Bestelldetails)

IEC 61850 ANSI Funktionsbeschreibung Generator

RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Differentialschutz

(T2WPDIF) 87T Transformator-Differentialschutz, zwei Wicklungen 1-A31 1-A33 1

T3WPDIF 87T Transformator-Differentialschutz, drei Wicklungen 1-A33 1

HZPDIF 87 1-systemiger Hochimpedanz-Differentialschutz 3-A02 2 6

GENDIF 87G Generator-Differentialschutz 1 2 2

(REFPDIF) 87N Selektiver Erdfehlerschutz, niederohmig 1-A01 1

Impedanzschutz

ZMHPDIS 21 Mehrsystemiger Distanzschutz, Mho-Charakteristik 3 3 3

ZDMRDIR 21D Richtungsimpedanzelement für Mho-Charakteristik 1 1 1

PSPPPAM 78 Polschlupf-Schutz 1-B21 1-B21 1-B21

LEXPDIS 40 Untererregungsschutz 1 2 2

ROTIPHIZ 64R Empfindlicher Rotor-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert 1-B31 1-B31 1-B31

STTIPHIZ 64S 100% Stator-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert 1-B32 1-B32 1-B32


ABB 9

Reserve-Schutzfunktionen


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Stromschutz

PHPIOC 50 Unverzögerter Leiter-Überstromschutz 1 2 2

OC4PTOC 51_67 Vierstufiger Leiter-Überstromschutz 4 4 4

EFPIOC 50N Unverzögerter Erdfehlerschutz 1 2 2

EF4PTOC 51N_67N

Vierstufiger Erdfehlerschutz 1 5 5

NS4PTOC 46I2 Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) 1-C41 2-C42 2-C42

SDEPSDE 67N Sensitiver gerichteter Nullstrom- und Nullleistungsschutz 1-C16 1-C16 1-C16

(TRPTTR) 49 Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten 1 2 3

CCRBRF 50BF Schalterversagerschutz 2 4 4

CCRPLD 52PD Polgleichlaufüberwachung 2 2 2

GUPPDUP 37 Gerichteter Unterleistungsschutz 2 4 4

GOPPDOP 32 Gerichteter Überleistungsschutz 2 4 4

NS2PTOC 46I2 Gegensystem-Überstromschutz für Maschinen (Schieflastschutz) 1 1 1

AEGGAPC 50AE Schutz bei versehentlichem Einschalten für Synchrongenerator 1 1 1

Spannungsschutz:

UV2PTUV 27 Zweistufiger Unterspannungsschutz 2 2 2

OV2PTOV 59 Zweistufiger Überspannungsschutz 2 2 2

ROV2PTOV 59N Zweistufiger Nullspannungsschutz 3 3 3

OEXPVPH 24 Übererregungsschutz 1 1 2

VDCPTOV 60 Spannungsdifferentialschutz 2 2 2

STEFPHIZ 59THD 100 %-Stator-Erdschlussschutzfunktion, basierend auf 3. Oberschwingung 1-D21 1 1

Frequenzschutz

SAPTUF 81 Unterfrequenzschutz 3 6 6

SAPTOP 81 Überfrequenzschutz 3 6 6

SAPFRC 81 Frequenzänderungsschutz 1 3 3

CVGAPC Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz 6 6 6

64R Rotor-Erdfehlerschutz 1 1 1


10 ABB

Steuerungs- und Überwachungsfunktionen


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Steuerung

SESRSYN 25 Synchrocheck, Einschaltprüfung und Synchronisierung 1 2 2

APC30 3 Schaltgerätesteuerung für bis zu 6 Felder, max. 30 Schalter (davon 6 Leistungs‐schalter) einschl. Verriegelung

1-H09 1-H09 1-H09

QCBAY Schaltgerätesteuerung 1 1 1

OrtFern

Handhabung der LR-Schalterpositionen 1 1 1

LocRemSteuerung

Verwaltung Schalthoheit Lokalsteuerung 1 1 1

TCMYLTC 84 Steuerung und Überwachung des Stufenschalters, 6 binäre Eingänge 1-A31 2-A33 2

SLGGIO Logik-Drehwählschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung 15 15 15

VSGGIO Mini-Wahlschalter 20 20 20

DPGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 16 16 16

SPC8GGIO Einpolige Einzelsteuerung, 8 Signale 5 5 5

Automation Bit AutomationBits, Befehlsfunktion für DNP3.0 3 3 3

Einzelbefehl, 16 Signale 4 4 4

Sekundärsystem-Überwachung

CCSRDIF 87 Stromwandlerkreis-Überwachung 4 5 5

SDDRFUF Spannungswandlerkreis-Überwachung 2 3 3

Logik

SMPPTRC 94 Auslöselogik 2 4 4

TMAGGIO Auslösematrixlogik 12 12 12

Konfiguration logische Funktionen 40-280 40-280 40-280

Funktionsblöcke für feste Signale 1 1 1

B16I Umwandlung von Boolescher 16 zu Integer 16 16 16

B16IFCVI Umwandlung von Boolesch 16 in Ganzzahl mit Darstellung logischer Knoten 16 16 16

IB16 Umwandlung von Integer zu Boolescher 16 16 16 16

IB16FVCB Umwandlung von Ganzzahl zu Boolescher 16 mit logischer Knotendarstellung 16 16 16

Überwachung

CVMMXN Messungen 6 6 6

CNTGGIO Ereigniszähler 5 5 5

Ereignis Ereignisfunktion 20 20 20

DRPRDRE Störbericht 1 1 1

SPGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 64 64 64

SP16GGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen, 16 Eingänge 16 16 16


ABB 11


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

MVGGIO IEC 61850, allgemeine Kommunikations-E/A-Funktionen 24 24 24

BSStartSchrieb

Logik-Signalstatusbericht 3 3 3

RANGE_XP Messwert-Expansionsblock 66 66 66

Messung

PCGGIO Impulszählerlogik 16 16 16

ETPMMTR Funktion für die Energieberechnung und Nachfragebearbeitung 6 6 6

Kommunikation


RE

G67

0 (A

20)

RE

G67

0 (B

30)

RE

G67

0 (C

30)

Stationskommunikation

SPA Kommunikationsprotokoll 1 1 1

LON 1 1 1

IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll 20/1 20/1 20/1

Kommunikationsauswahl zwischen SPA und IEC 60870-5-103 für SLM 1 1 1

DNP3.0 für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll 1 1 1

DNP3.0 Störungsberichte für TCP/IP- und EIA-485-Kommunikationsprotokoll 1 1 1

Redundante Stations-Bus-Kommunikation IEC 61850-8-1, PRP 1 1 1

Parameter Einstellfunktion für IEC 61850 1 1 1

IntlReceive Horizontale Kommunikation über GOOSE für Verriegelung 59 59 59

Binärsignalempfang für GOOSE 10 10 10

Multiple Befehle und Übertragung 60/10 60/10 60/10

Ethernet-Konfiguration von Links 1 1 1

DUODRV Konfiguration Duo Treiber 1-P01 1-P01 1-P01

Kommunikation zur Gegenseite

Binärsignalübertragung empfangen/senden 6/36 6/36 6/36

Übertragung von Analogdaten vom LDCM 1 1 1

Empfang des Binärstatus vom LDCM der Gegenstelle 6/3/3 6/3/3 6/3/3


12 ABB

Grundfunktionen des IED

IEC 61850 Funktionsbeschreibung

In allen Produkten enthaltene Grundfunktionen

IntErrorSig Interne Fehlersignale für die Selbstüberwachung 1

TIME Zeit 1

Zeitsynchronisierung Zeitsynchronisierung 1

ActiveGroup Aktive Parametersätze 1

Test Prüfmodus-Funktionalität 1

ChangeLock Änderungssperrfunktion 1

TerminalID IED-Identifikatoren 1

Productinfo Produktinformationen 1

MiscBaseCommon Versch. Basiswerte 1

IEDRuntimeComp IED Laufzeit Kompensation 1

RatedFreq Bemessungsfrequenz des Netzes 1

SMBI Signalmatrix für Binäreingänge 40

SMBO Signalmatrix für Binärausgänge 40

SMMI Signalmatrix für mA-Eingänge 4

SMAI Signalmatrix für Analogeingänge 36

Sum3Ph Dreiphasige Summierungsblockierung 18

LocalHMI Parameter-Einstellfunktion für HMI in PCM600 1

LocalHMI Signale der lokalen HMI 1

AuthStatus Autoritätsstatus 1

AuthorityCheck Autoritätsprüfung 1

AccessFTP FTP-Zugriff mit Passwort 1

SPACommMap SPA Kommunikationszuordnung 1

DOSFRNT Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für vorderen Anschluss 1

DOSOEMAB Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss AB 1

DOSOEMCD Dienstverweigerung, Framerate-Kontrolle für OEM-Anschluss CD 1

3. Differentialschutz

Generator-Differentialschutz GENPDIFKurzschlüsse zwischen den Leitern der Statorwicklungenverursachen normalerweise sehr große Fehlerströme.Kurzschlüsse können zu Schäden an der Isolierung, denWicklungen und dem Statoreisenkern führen. Die hohenKurzschlussströme können außerdem zu hohen Kräftenführen. Diese können die übrigen Teile des Kraftwerks, z.B.die Turbinen- und Generator-Turbinen-Welle beschädigen.

Um die von Kurzschlüssen der Statorwicklungen verursachtenSchäden zu reduzieren, muss die Fehlerabschaltung

schnellstmöglich erfolgen. Wenn der Generatorblock in derNähe anderer Generatorblöcke an das elektrische Netzangeschlossen ist, muss eine rasche Fehlerabschaltung zurErhaltung der dynamischen Stabilität der störungsfreienGeneratoren vorgenommen werden.

Normalerweise ist der Kurzschluss-Fehlerstrom sehr groß,beträchtlich größer als der Bemessungsstrom desGenerators. Es besteht aber auch die Wahrscheinlichkeit,dass zwischen den Leitern, die sich in der Nähe desSternpunkts des Generators befinden, ein Kurzschlussereignet, der nun aber zu einem relativ kleinen Fehlerstrom


ABB 13

führt. Der Fehlerstrom kann auch wegen einer schwachenErregung des Generators begrenzt sein. Daher sollte dieErkennung von Leiter-Leiter-Kurzschlüssen des Generatorsrelativ empfindlich sein und somit auch geringe Fehlerströmeerkennen.

Außerdem ist es sehr wichtig, dass der Differentialschutz desGenerators bei externen Fehlern nicht auslöst, wenn eingroßer Fehlerstrom vom Generator gespeist wird.

Um eine rasche Fehlerabschaltung, bei der Empfindlichkeitund Selektivität gewährleistet sind, ist im Allgemeinen derGenerator-Differentialschutz die optimale Wahl für Leiter-Leiter-Kurzschlüsse des Generators.

Der Generator-Differentialschutz GENPDIF eignet sich auchzur schnellen, empfindlichen und selektivenFehlerabschaltung für Kompensations-Drosselspulen oderkleine Sammelschienen.

Transformatordifferentialschutz T2WPDIF/T3WPDIFDer Zweiwicklungs-Transformator-Differentialschutz(T2WPDIF) und Dreiwicklungs-Transformator-Differentialschutz (T3WPDIF) wird mit interner Stromwandler-Anpassung und Schaltgruppen-Kompensation undeinstellbarer Nullstromeliminierung geliefert.

Die Funktion kann mit bis zu drei Sätzen für Stromeingängeausgestattet werden. Alle Stromeingänge sind in dieStabilisierung der Differentialschutzfunktion einbezogen,wodurch sich das Gerät für Zwei- oder Drei-Wicklungs-Transformatoren in Mehrfach-Leistungsschalter-Anordnungeneignet.

Anwendungen mit zwei Wicklungen

xx05000048.vsd

IEC05000048 V1 DE

Zwei-Wicklungs-Leis‐tungstransformator

xx05000049.vsd

IEC05000049 V1 DE

Zwei-Wicklungs-Leis‐tungstransformatormit nicht angeschlos‐sener tertiärer Drei‐eckswicklung

xx05000050.vsd

IEC05000050 V1 DE

Zwei-Wicklungs-Leis‐tungstransformatormit zwei Leistungs‐schaltern auf einerSeite

xx05000051.vsd

IEC05000051 V1 DE

Zwei-Wicklungs-Leis‐tungstransformatormit zwei Leistungs‐schaltern und zweiStromwandler-Sätzenauf beiden Seiten

Anwendungen mit drei Wicklungen

xx05000052.vsd

IEC05000052 V1 DE

Drei-Wicklungs-Lei‐tungstransformatormit Anschlüssen an al‐len drei Wicklungen

xx05000053.vsd

IEC05000053 V1 DE

Drei-Wicklungs-Leis‐tungstransformatormit zwei Leistungs‐schaltern und zweiStromwandler-Sätzenauf einer Seite

xx05000057.vsd

IEC05000057 V1 DE

Spartransformator mitzwei Leistungsschal‐tern und zwei Strom‐wandler-Sätzen aufzwei von drei Seiten

Abb. 6. Stromwandler-Gruppen-Anordnungfür Differentialschutz und andereSchutzfunktionen

Die Einstellmöglichkeiten umfassen Differentialschutz-Anwendungen für alle Arten von Leistungstransformatorenund Spartransformatoren mit oder ohne Stufenschalter sowie


14 ABB

eine Kompensations-Drosselspule oder ein lokales Feldinnerhalb der Station. Eine adaptive Stabilisierungsfunktion istfür stromstarke Durchgangsfehler enthalten.DurchEinbeziehung der Stufenschalterstellung kann derDifferentialschutz auf optimale Empfindlichkeit für internestromschwache Fehler eingestellt werden.

Stabilisierung ist sowohl für Einschaltströme als auch fürÜbererregungszustände enthalten. Adaptive Stabilisierung istauch für Stromspitzen bei Systemwiederherstellung undStromwandler-Sättigung für externe Fehler vorgesehen. Einhoch eingestellter nicht stabilisierter Differentialstromschutzist für sehr schnelles Auslösen bei hohen internenFehlerströmen enthalten.

Eine innovative, empfindliche Differentialschutzfunktion,basierend auf der Auswertung symmetrischer Komponenten,bietet bestmöglichen Schutz bei Windungsschlüssen inLeistungstransformatorwicklungen.

Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIFDer Hochimpedanz-Differentialschutz (HZPDIF) kannverwendet werden, wenn die involvierten Stromwandlerkernedas gleiche Übersetzungsverhältnis und die gleicheMagnetisierungskennlinie haben. Er arbeitet nach dem Prinzipder Stromsummierung direkt an den externen Stromwandlern.Die Schaltungsanordnung mit dem Reihenwiderstand undspannungsabhängigen Widerstand wird extern am IEDangebracht.

HZPDIF kann zum Schutz von Generator Statorwicklungen, T-Feldern oder Sammelschienen verwendet werden. Sechseinsystemige Funktionsblöcke sind verfügbar, um eineAnwendung für den leiterselektiven Schutz von einerDoppelsammelschiene zu ermöglichen.

Selektiver Erdfehlerschutz, niederohmig REFPDIFDie Erdfehler-Differentialschutzfunktion (REFPDIF) kann anallen niederohmigen geerdeten Wicklungen benutzt werden.Die Funktion REFPDIF bietet hohe Empfindlichkeit (bis zu5 %) und besonders schnelle Auslösung, da sie an jedereinzelnen Wicklung misst und somit keine Stabilisierung desEinschaltstroms benötigt.

Die Erdfehler-Differentialschutzfunktion ist eine prozentualvoreingestellte Funktion mit einem zusätzlichenrichtungsselektiven Nullstrom-Vergleichskriterium. Diesbedeutet eine hervorragende Empfindlichkeit und Stabilitätbei Durchgangsfehlern. Die Funktion ermöglicht dieVerwendung verschiedener Übersetzungsverhältnisse desStromwandlers und Magnetisierungscharakteristiken an denLeiter- und Sternpunkt-Stromwandlerkernen und das Mischenmit anderen Funktionen und Schutzgeräten an den gleichenKernen.

4. Impedanzschutz

Mehrsystemige Distanzmessung, Mho-CharakteristikZMHPDISDer numerische Leitungs-Distanzschutz ist ein Fünf-Zonenschutz als Reserveschutz zur Erfassung vonKurzschlüssen und Erdfehlern. Die fünf Zonen verfügen übervöllig unabhängige Messungen und Einstellungen, dadurcherhält man eine hohe Flexibilität für alle Arten vonFreileitungen und Kabeln.

Die Funktion kann als Unterimpedanz-Reserveschutz fürTransformatoren und Generatoren genutzt werden.

Gerichtetes Impedanzelement für Mho-CharakteristikZDMRDIRDie Leiter-Erde-Impedanzelemente können optional mit einernicht leiterselektiven gerichteten Funktion überwacht werden(nicht leiterselektiv, da sie auf symmetrischen Komponentenbasiert).

Polschlupfschutz PSPPPAMDas Auftreten von Polschlupf eines Generators kannverschiedene Ursachen haben.

Ein Kurzschluss kann im Netz in der Nähe desNetzanschlusspunktes des Generators auftreten. Wenn dieFehleraufklärungszeit zu lang ist, wird der Generator so starkbeschleunigen, dass die Synchronität nicht aufrecht erhaltenwerden kann.

Ungedämpfte Schwingungen treten dann im Netz auf, woGeneratorengruppen in verschiedenen Orten gegeneinanderschwingen. Wenn die Verbindung zwischen den Generatorenzu schwach ist, wird die Anzahl der Schwingungen steigen,biss die Winkelstabilität verloren geht.

Der asynchrone Betrieb eines Generators, insbesondere beiPhasenopposition infolge von Schlüpfen der Pole, erhöht dasRisiko von Beschädigungen am Generator, an der Welle undan der Turbine.

• Bei jedem Polungsfehler entstehen deutlicheDrehbelastungen an der Welle der Generator-Turbine.

• Bei asynchronem Betrieb wird eine Strominduktion inTeilen des Generators erzeugt, die normalerweise keinenStrom tragen, wodurch Wärme erzeugt wird. Darauskönnen Beschädigungen an der Isolation und am Stator/Läufer-Eisen hervorgehen.

Die Polschlupf-Schutzfunktion (PSPPPAM) erkennt einenPolschlupf und bewirkt eine schnellstmögliche Auslösung desGenerators, wenn sich der Ort der gemessenen Impedanzinnerhalb des Generator-Transformator-Blocks befindet. Trittder Polschlupf außerhalb des Netzes auf, sollte das Netznach Aktivierung des Leitungsschutzes zunächst in zweiBereiche aufgeteilt werden. Ist dies nicht möglich, sollte der


ABB 15

Generator PSPPPAM in Zone 2 aktiviert werden, um weitereSchäden an Generator, Welle und Turbine zu vermeiden.

Untererregungsschutz LEXPDISFür die Untererregung einer Synchronmaschine gibt esGrenzen. Eine Reduzierung des Erregungsstroms schwächtdie Kupplung zwischen dem Rotor und Stator. Die Maschinekann den Synchronismus verlieren und beginnen, wie eineInduktionsmaschine zu arbeiten. In diesem Fall erhöht sichder reaktive Blindleistungsverbrauch. Auch wenn dieMaschine den Synchronismus nicht verliert, kann esinakzeptabel sein, über eine längere Zeit in diesem Zustandzu arbeiten. Die Reduzierung der Erregung erhöht dieWärmeerzeugung in den Wickelköpfen der synchronenMaschine. Die lokale Übererwärmung kann die Isolierung derStatorwicklung und den Eisenkern schädigen.

Um Schäden am Generator zu verhindern, sollte er vom Netzgetrennt werden, wenn eine Unterregung eintritt.

Empfindlicher Rotor-Erdfehlerschutz ROTIPHIZDer empfindliche Rotor-Erdfehlerschutz (ROTIPHIZ) dient zurErkennung von Erdfehlern in den Rotorwicklungen vonGeneratoren. ROTIPHIZ eignet sich für alle Arten vonSynchrongeneratoren.

Für die Umsetzung des vorstehend beschriebenen Konzeptswird eine separate Einrichtung für eine zusätzlicheSpannungsüberlagerung benötigt. DieÜberlagerungseinrichtung erzeugt ein Rechteck-Spannungssignal mit einer bestimmten voreingestelltenFrequenz, das in die Rotorwicklung eingespeist wird.

Die Stärke der eingespeisten Überlagerungsspannung undder resultierende eingespeiste Strom werden hinter einem inder Überlagerungseinrichtung befindlichen Shunt-Widerstandgemessen. Diese beiden Messwerte werden an das IEDübergeben. Das Schutz-IED bestimmt auf der Basis dieserbeiden Messgrößen den Widerstand der Rotorwicklung zurErde. Der Widerstand wird dann mit den voreingestelltenAlarm- und Auslösepegeln für Fehlerwiderstände verglichen.

Die Schutzfunktion kann Erdfehler in der gesamtenRotorwicklung und in allen dazugehörigen Anschlüssenerkennen.

Für die Überlagerungseinrichtung werden die EinspeiseeinheitREX060 und der Kopplungskondensator REX061 benötigt.

100% Stator-Erdfehlerschutz STTIPHIZDie 100% Stator-Erdfehlerschutzfunktion STTIPHIZ dient zurErkennung von Erdfehlern in der Statorwicklung vonGeneratoren und Motoren. STTIPHIZ eignet sich fürGeneratoren, die über einen Blocktransformator mit demEnergieversorgungsnetz verbunden sind. Dabei wird eineigenständiges Signal mit einer bestimmten, von derBemessungsfrequenz des Generators abweichendenFrequenz in den Statorstromkreis eingespeist. Die Antwort

dieses eingespeisten Signals wird verwendet, um Stator-Erdfehler zu erkennen.

Für die Umsetzung des vorstehend beschriebenen Konzeptswird eine separate Einrichtung für eine zusätzlicheSpannungsüberlagerung benötigt. Diese Einrichtung erzeugtein Rechteck-Spannungssignal, das beispielsweise in dieSekundärwindung des Sternpunkt-Spannungstransformatorsoder Erdungstransformators des Generators eingespeistwerden kann. Dieses Signal durchläuft den betreffendenTransformator bis in den Stator-Stromkreis hinein.

Die Stärke des eingespeisten Spannungssignals wird an derSekundärseite des Sternpunkt-Spannungstransformatorsbzw. Erdungstransformators gemessen. Zudem wird derresultierende eingespeiste Strom hinter einem in derÜberlagerungseinrichtung befindlichen Shunt-Widerstandgemessen. Diese beiden Messwerte werden an das IEDübergeben. Das IED bestimmt auf der Basis dieser beidenMessgrößen den Widerstand der Statorwicklung zur Erde. DerWiderstand wird dann mit den voreingestellten Alarm- undAuslösepegeln für Fehlerwiderstände verglichen.

Die Schutzfunktion kann den Erdfehler nicht nur amSternpunkt des Generators erkennen, sondern auch entlangder Statorwicklungen und an den Generatoranschlüssen,einschließlich der angeschlossenen Komponenten wie z. B.Spannungstransformatoren, Überlastschalter,Erregertransformatoren usw. Das verwendete Messverfahrenwird nicht durch die Betriebsart des Generators beeinflusstund ist auch bei inaktivem Generator uneingeschränktfunktionsfähig. Es ist jedoch weiterhin ein normaler, auf derGrundfrequenz und Verlagerungsspannung am Nullpunktbasierender 95% Stator-Erdfehlerschutz parallel zur 100%Stator-Erdfehlerschutzfunktion erforderlich.

Für den Betrieb dieser Überlagerungseinrichtung sind eineEinspeiseeinheit REX060 und ein optionaler Shunt-Widerstand REX062 erforderlich.

5. Stromschutz

Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOCDie unverzögerte Leiter-Überstrom-Funktion hat eine geringetransiente Überschwingung und kurze Auslösezeit, wodurchsie als eine hoch eingestellte Kurzschlussschutzfunktiongenutzt werden kann.

Vierstufiger Leiter-Überstromschutz OC4PTOCDer vierstufige Leiter-Überstromschutz OC4PTOC verfügtüber eine abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw.definitive Zeitverzögerung, jeweils ohne Abhängigkeitvoneinander für die Stufen 1 und 4. Stufen 2 und 3 sindimmer unabhängig zeitverzögert.

Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenZeitkennlinie stehen alle inversen Zeitverzögerungskennliniennach IEC- und ANSI zur Verfügung.


16 ABB

Die Richtungsfunktion ist mit einem spannungspolarisiertenSpeicher versehen. Die Funktion kann unabhängig von deneinzelnen Stufen als gerichtete bzw. ungerichtete Funktioneingestellt werden.

Individuell kann für jede Stufe eine Blockierungsfunktionbasierend auf der 2. Oberschwingung festgelegt werden.

Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOCDer unverzögerte Erdfehlerschutz (EFPIOC) hat eine geringeEmpfindlichkeit auf transiente Vorgänge und kurzeAuslösezeiten, so dass er als unverzögerter Erdfehlerschutzgenutzt werden kann. Die Reichweite sollte auf weniger als80% der Leitungsstrecke begrenzt werden, wenn dabei dieBedingung gilt, dass die Quellimpedanz der Einspeisung kleinist. EFPIOC kann für die Messung des Erdschlussstroms ausden dreiphasigen Stromeingängen oder für aus einemseparaten Eingang konfiguriert werden. EFPIOC kannblockiert werden, indem der Eingang BLOCK aktiviert wird.

Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOCDie vierstufige Erdfehlerschutzfunktion EF4PTOC verfügt übereine abhängige bzw. inverse oder unabhängige bzw. definitiveZeitverzögerung, die für jede Stufe ohne Abhängigkeitvoneinander einstellbar ist.

Alle zeitverzögerten IEC- und ANSI-Kennlinien sindzusammen mit einer optionalen benutzerdefiniertenCharakteristik verfügbar.

Die gerichtete Funktion beinhaltet 3 Optionen• spannungspolarisiert• strompolarisiert• dual polarisiert

EF4PTOC kann für jede der Stufen unabhängig als gerichtetoder ungerichtet eingestellt werden.

Individuell kann für jede Stufe eine Blockierfunktion basierendauf der 2. Oberschwingung festgelegt werden.

EF4PTOC kann als Hauptschutz für Leiter-Erde-Fehlerverwendet werden.

EF4PTOC kann ebenfalls als Reserveschutz verwendetwerden, z.B. wenn die Hauptschutzeinrichtung aufgrund vonFehlern in der Kommunikation oder im Spannungswandleraußer Betrieb ist.

EF4PTOC kann für die Messung des Erdfehlerstroms aus dendreiphasigen Stromeingängen oder aus einem separatenEingang konfiguriert werden.

Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOCDer vierstufige Gegensystem-Überstromschutz(Schieflastschutz) NS4PTOC hat - für jede Stufe getrennt -eine abhängige bzw. inverse oder eine unabhängige bzw.definite Verzögerung.

Neben einer optionalen, vom Anwender festzulegendenKennlinie stehen alle IEC- und ANSI-Zeitverzögerungskennlinien zur Verfügung.

Die Richtungsfunktion ist spannungs-, oder doppelpolarisiert.

NS4PTOC kann unabhängig von den einzelnen Stufen alsgerichteter bzw. ungerichteter Schutz eingestellt werden.

NS4PTOC kann als Hauptschutz bei unsymmetrischenFehlern, Leiter-Leiter-Fehlern, Leiter-Leiter-Erde-Fehlern undLeiter-Erde-Fehlern bzw. Erdfehlern verwendet werden.

NS4PTOC kann verwendet werden, um einen Reserveschutzzu realisieren, wenn der Primärschutz auf Grund einesKommunikations- oder Spannungswandlerausfallsfunktionsunfähig ist.

Empfindlicher gerichteter Erdfehlerschutz undNullleistungsschutz SDEPSDEIn isolierten Netzen oder Netzen mit hochohmiger Erdung istder Erdfehlerstrom deutlich niedriger als dieKurzschlussströme. Weiterhin ist der Betrag desFehlerstromes nahezu unabhängig vom Ort des Fehlers imNetz. Der Schutz kann so ausgewählt werden, dass für dieAuslösegröße auf Grund der vorhandenenLeitererdkapazitäten entweder die Erdfehlerstrom- oder dieNullleistungskomponente 3U0·3I0·cos j genutzt wird. Ebensostehen eine ungerichtete 3I0-Stufe und eine ungerichtete 3U0-Überspannungsauslösestufe zur Verfügung.

Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTRErreicht die Temperatur eines Leistungstransformators/Generators zu hohe Werte, kann es zu Schaden anBetriebsmitteln kommen: Die Isolierung im Transformator/Generator wird schneller altern. Infolge dessen erhöht sich dieGefahr von internen Leiter-Leiter- bzw. Leiter-Erde-Fehlern.Bei hohen Temperaturen verschlechtert sich die Qualität desTransformator/Generatoröls.

Der thermische Überlastschutz bildet kontinuierlich deninternen Wärmeinhalt des Transformators/Generators(Temperatur) nach. Für diese Bewertung wird einTemperaturmodell mit zwei Zeitkonstanten für denTransformator/Generator genutzt, das auf einerStrommessung basiert.

Es stehen zwei warnende -Pegel zur Verfügung. Auf dieseWeise können Maßnahmen ergriffen werden, bevor dieTemperaturen im Schutzobjekt zu hoch werden. Steigen dieTemperaturen weiter an und erreichen einen Auslösewert,findet eine Auslösung am geschützten Transformator/Generator statt.

Schalterversagerschutz CCRBRFDer Schalterversagerschutz (CCRBRF) gewährleistet eineschnelle Reserveschutzauslösung der umgebendenLeistungsschalter, falls der eigene Leistungsschalter sich


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nicht öffnet. CCRBRF kann strom- oder kontaktbasiert seinoder eine Kombination dieser beiden Maßnahmen.

Zur Überwachung dient eine Stromfunktion mit extrem kurzerRückfallzeit, um eine hohe Sicherheit gegen ungewolltesAuslösen zu erreichen.

Ein Kontakt-Prüfkriterium kann verwendet werden, wenn derFehlerstrom durch den Leistungsschalter gering ist.

CCRBRF kann entweder ein- oder dreipolig ausgelöstwerden, um die Verwendung von einpoligenAuslösungsanwendungen zu ermöglichen. Für die dreipoligeVersion von CCRBRF können die Stromkriterien so eingestelltwerden, dass nur zwei von vier starten, z.B. zwei Leiter oderein Leiter und ein Nullleiter. Dies gibt dem Reserveschutz-Auslösebefehl höhere Sicherheit.

Die Funktion CCRBRF kann als ein- oder dreipoligeAuslösewiederholung des eigenen Leistungsschaltersprogrammiert werden, um ein unnötiges Auslösen derumgebenden Leistungsschalter bei einer fehlerhaftenAuslösung aufgrund von Auslösungen während eines Tests zuverhindern.

Polgleichlaufüberwachung CCRPLDEin offener Leiter kann zu Gegen- und Nullsystemströmeverursachen, die drehende Maschinen thermisch belastenund das unerwünschte Auslösen von Funktionen der Gegen-bzw. Nullstromkomponenten bewirken können.

Zur Korrektur einer solchen Situation wird normalerweise derbetroffene Leistungsschalter ausgelöst. Wenn die Situation andauern sollte, werden dann die umgebendenLeistungsschalter ausgelöst, um die asymmetrischeLastsituation beenden.

Die Polgleichlauf-Funktion CCRPLD löst auf Basis vonInformationen aus, die bei Bedarf von den Hilfskontakten desLeistungsschalters hinsichtlich der drei Pole und zusammenmit zusätzlichen Kriterien vom asymmetrischen Stromeingehen.

Gerichteter Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUPDer gerichtete Über-/Unterleistungsschutz GOPPDOP/GUPPDUP kann verwendet werden, wenn ein hoher/niedrigeraktiver, reaktiver oder Scheinleistungs-Schutz oder -Alarmerforderlich ist. Die Funktionen können alternativ auch zurÜberprüfung der Richtung des aktiven bzw. reaktivenEnergieflusses innerhalb des Netzes genutzt werden. Es gibteine Reihe von Anwendungen, bei denen eine solche Funktionerforderlich ist. Hierfür einige Beispiele:

• Erkennung der Richtungsumkehr des Wirkleistungsflusses• Erkennung eines hohen Blindleistungsflusses• Generator-Rückleistungsschutz

Jede Funktion besteht aus zwei Stufen mitstromunabhängiger Verzögerung. Rückfallzeiten für beideSchritte können ebenfalls eingestellt werden.

Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) fürMaschinen NS2PTOCDer Gegensystem-Überstromschutz bzw. Schieflastschutz fürMaschinen NS2PTOC dient hauptsächlich dem Schutz vonGeneratoren gegen eine mögliche Überhitzung durchGegensystemkomponenten bzw. Schieflast im Statorstrom.

Die Gegenströme in einem Generator können unter anderemwie folgt entstehen:

• Asymmetrische Lasten• Leiter-Leiter-Fehler• Leiter-Erde-Fehler• Defekte Leiter• Fehlfunktion einer oder mehrerer Pole eines

Leistungsschalters oder eines Trenners

NS2PTOC kann ebenfalls als Reserveschutz eingesetztwerden, das heißt, um den Generator zu schützen, wenn derLeitungsschutz oder die Leistungsschalter eineasymmetrische Systemlast nicht mehr beseitigen können.

Um einen effizienten Schutz des Generators bei externen,asymmetrischen Lastbedingungen zu bieten, kann NS2PTOCGegenströme direkt messen. NS2PTOC hat ebenfalls eineZeitverzögerungs-Charakteristik, passend zur

Heizcharakteristik des Generators 2

2I t K= wie im Standard

IEEE C50.13 definiert.

Dabei gilt:

I2 ist Gegensystemstrom, ausgedrückt inEinheiten des Generator-Nennstroms

t ist die Ansprechzeit in Sekunden

K ist eine Konstante, die von der Größe undBauart des Generators abhängt

NS2PTOC verfügt über viele Einstellmöglichkeiten für K sowieEmpfindlichkeit und die Fähigkeit, Gegenströme zu erkennenund die entsprechenden Maßnahmen auszulösen, und für dieLeistungsfähigkeit des Generators.

Ein separater Ausgang steht als Alarm-Funktion zurVerfügung, um den Bediener vor einer potentiell gefährlichenSituation zu warnen.

Schutzfunktion gegen versehentliches Einschalten vonSynchrongeneratoren AEGGAPCAuf Grund von Bedienfehlern, Durchschläge vonSchaltköpfen, Schäden an Steuerkreisen oder einerKombination dieser Ursachen kann ein unvorhergesehenesoder versehentliches Zuschalten eines ausgeschaltetenGenerators erfolgen. Ein versehentlich eingeschalteterGenerator läuft als Induktionsmotor, der viel Strom aus demSystem aufnimmt. Der spannungsüberwachte


18 ABB

Überstromschutz wird zum Schutz des unvorhergesehenaktivierten Generators eingesetzt.

Der Schutz gegen versehentliches Einschalten vonSynchrongeneratoren (AEGGAPC) nimmt ein Maximum desLeiterstroms vom Generator an der Ableitungs- oderSternpunktseite und dem maximalen Leiter-Leiter-Spannungseingang von der Ableitungsseite. AEGGAPC istaktiv, wenn die Anschlussspannung unter den angegebenenSpannungswert für die voreingestellte Zeit absinkt.

6. Spannungsschutz

Zweistufiger Unterspannungsschutz UV2PTUVUnterspannungen können in elektrischen Übertragungs- undVerteilungsnetzen bei Störungen oder abnormalenBetriebsbedingungen auftreten. Der zweistufigeUnterspannungsschutz (UV2PTUV) kann zum Auslösen desLeistungsschalters, um einen Netzwiederaufbau nach einergroßen Netzstörung vorzubereiten oder als ein Reserveschutzmit Langzeitverzögerung für den Hauptschutz fungieren.

UV2PTUV verfügt über zwei Spannungsstufen, jede mitabhängigen bzw. inversen oder festen Zeitverzögerungen.

Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOVÜberspannungen entstehen im Netz bei abnormalenBetriebsbedingungen, z.B. ein plötzlicher Leistungsabfall,fehlgeschlagene Regulierung des Stufenstellers oder offeneLeitungsenden bei langen Leitungen usw.

Der zweistufige Überspannungsschutz (OV2PTOV) kann alsErkennungsfunktion für offene Leitungsenden verwendetwerden und wird dann mit der gerichtetenLeistungsschutzfunktion kombiniert oder alsSpannungsüberwachung im Netz eingesetzt. Wenn dieFunktion anspricht, bewirkt die Funktion einen Alarm, schaltetDrosselspulen ein oder Kondensatorbanken aus.

OV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Jede davonverfügt über eine abhängige bzw. inverse oder eine definiteZeitverzögerung.

OV2PTOV verfügt über ein hohes Rückfallverhältnis, um eineEinstellung nahe an der Betriebsspannung des Systems zuermöglichen.

Zweistufiger Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVVerlagerungsspannungen können im System während Erd-Fehlern entstehen.

Der zweistufige Verlagerungsspannungsschutz ROV2PTOVberechnet die Verlagerungsspannung von den drei einpoligenSpannungseingangswandlern oder misst sie direkt an einemSpannungseingangswandler, der von einer offenenDreieckswicklung oder einem Sternpunkt-Spannungswandlereingespeist wird.

ROV2PTOV verfügt über zwei Spannungsstufen. Beideverfügen über eine abhängige bzw. inverse oder eineunabhängige Zeitverzögerung.

Die Rückfallverzögerung stellt den Betrieb beiintermittierenden Erdfehlern sicher.

Übererregungsschutz OEXPVPHWenn das geschichtete Blechpaket einesLeistungstransformators oder eines Generators einermagnetischen Flussdichte ausgesetzt ist, die über seinenkonstruktionsbedingten Grenzwerten liegt, kann ein Streuflussin ungeschichtete Komponenten übergehen, die nicht für einesolche Belastung ausgelegt sind, und Wirbelströmeverursachen. Die Wirbelströme können in relativ kurzer Zeit zueiner übermäßigen Erwärmung führen und schwere Schädenan der Isolierung und anliegenden Teilen verursachen. DieFunktion verfügt über eine einstellbare inverseBetriebskennlinie und unabhängige Alarmstufen.

Spannungsdifferenzschutz VDCPTOVEs steht eine Spannungsdifferenzüberwachungsfunktion zurVerfügung. Sie vergleicht die Spannungen aus den beidendreipoligen Sätzen der Spannungswandler und verfügt übereine empfindliche Alarmstufe und eine Auslösestufe.

95 % und 100 % Stator-Erdfehlerschutzes auf Grundlage der3. Oberschwingung STEFPHIZEin Stator-Erdfehler ist ein Fehlertyp mit relativ hoherFehlerhäufigkeit. Die Generatorensysteme weisen gewöhnlicheine hohe Impedanz gegen Erde auf, d. h. die Erdung erfolgtüber einen Sternpunktwiderstand. Der Widerstand istnormalerweise so dimensioniert, dass er bei einem sattenErdfehler an der Generatorableitung einen Erdfehlerstrom von3 - 15 A verursacht. Im Vergleich zu Kurzschlüssen zwischenden Leitern verursachen die relativ niedrigen Erdfehlerströmeeine wesentlich geringere thermische und mechanischeBelastung am Generator. Dennoch müssen Erdfehler imGenerator ermittelt und der Generator abgeschaltet werden,selbst wenn verglichen mit Kurzschlüssen längereFehlerzeiten zulässig sind.

Bei normalem fehlerlosem Betrieb des Generators liegt dieSternpunktspannung nahe bei Null und kein Nullstrom fließt inden Generator. Wenn ein Leiter-Erde-Fehler auftritt, steigtSternpunktspannung und löst einen Stromfluss durch denSternpunktwiderstand aus.

Um einen Erdfehler an den Wicklungen eines Generatorblockszu erkennen, können zum Einsatz kommen: Sternpunkt-Überspannungsschutz, Sternpunkt-Überstromschutz,Nullspannung-Überspannungsschutz oder Differentialschutz.Dieser Schutzmaßnahmen sind einfach und haben sichbereits über viele Jahre bewährt. Allerdings schützen sie nur95 % der Statorwicklung. 5 % bleiben auf Sternpunktseiteungeschützt. Unter ungünstigen Bedingungen kann sich dieBlindzone vom Sternpunkt aus betrachtet auf 20 % erweitern.


ABB 19

Der 95 % Stator-Erd-Fehlerschutz misst die Grundfrequenz-Spannungskomponente im Sternpunkt des Generators undlöst aus, wenn diese den eingestellten Sollwert übersteigt.Durch Anwendung dieses Prinzips werden nahezu 95 % derStatorwicklungen geschützt. Um auch die verbleibenden 5 %der Statorwicklung in der Nähe des Sternpunktes zuschützen, kann eine Spannungsmessung der 3.Oberschwingung durchgeführt werden. Bei einem 100 %Statorerdfehlerschutz kann die 3. Oberschwingungs-

Schutzfunktion entweder das Prinzip der 3.Oberschwingungsdifferenzspannung, das Prinzip desSternpunkts der 3. Oberschwingungs-Unterspannung oderdas Prinzip der Sternpunktseite der 3. Oberschwingungs-Überspannung angewendet werden. Von diesen wird dasDifferenzspannungsprinzip dringend empfohlen. EineKombination dieser beiden Messprinzipien schützt diegesamte Statorwicklung vor Erdfehlern.

x E3

Rf

TCB 2(1-x) E3

Über spannungsschutz 10 % – 100%

Differential0% – 30%

CB 1 evtl. nicht vorhanden

RN

NCB 1

Statorwicklung

uTuN

x E3

Rf Transformator

TCB 2(1-x) E3

x

Sternpunkt-Grundfrequenzspannung- Überspannungsschutz 5 % - 100 %

Diff.schutz 3. Oberschwingung

0 % - 30 %

CB 1 evtl. nicht vorhanden

1 oder 100 %

RN

NNCB 1

Statorwicklung

uTuN 1 - x1 - xMesspunkte für Nullspannung

(Grundfrequenzspannung und Spannung der 3. Oberschwingung

herausgefiltert)

Messpunkte für Anschlussspannung

(Spannung der 3. Oberschwingung

herausgefiltert)


IEC10000202 V1 DE

Abb. 7. Schutzprinzipien der Funktion STEFPHIZ

7. Frequenzschutz

Unterfrequenzschutz SAPTUFUnterfrequenzen treten auf, wenn die erzeugte Leistung imNetz nicht ausreicht.

Der Unterfrequenzschutz SAPTUF wird inLastabwurfsystemen, beim Netzwiederaufbau, beimGasturbinenstart usw. eingesetzt.

SAPTUF ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.

Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessungund erfordert zwei Leiter-Leiter- oder drei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. Ausführliche Informationen überden Anschluss analoger Eingänge finden Sie imAnwendungshandbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien

Überfrequenzschutz SAPTOFDie Überfrequenzschutz-Funktion SAPTOF kann überall dortangewendet werden, wo eine zuverlässige Erkennung hoherBetriebsfrequenzen in elektrischen Hochspannungsnetzenerforderlich ist.

Überfrequenzen treten bei plötzlichem Lastabfall oder beiStörungen in Nebenschlussstromkreisen (Shunts) derelektrischen Hochspannungsnetze auf. Störungen an denGeneratorenreglern können in der näheren Umgebung desNetzanschlusspunktes ebenfalls zu Überfrequenzen führen.

SAPTOF kann in Lastabwurfsystemen und Systemen für denNetzwiederaufbau eingesetzt werden. Sie wird auch alsFrequenzstufe zur Lastwiederzuschaltung verwendet.

SAPTOF ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet.


20 ABB

Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessungund erfordert zwei Leiter-Leiter- oder drei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. Ausführliche Informationen überden Anschluss analoger Eingänge finden Sie imAnwendungshandbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien

Frequenzänderungsschutz SAPFRCDie Funktion zum Frequenzänderungsschutz (SAPFRC) lieferteine frühzeitige Anzeige bei einer größeren Störung im Netz.SAPFRC kann in Lastabwurfsystemen und Systemen für denNetzwiederaufbau eingesetzt werden. SAPFRC ist in derLage, zwischen einer positiven oder negativenFrequenzänderung zu unterscheiden.

SAPFRC ist mit einer Unterspannungsblockierungausgestattet. Die Funktion basiert auf einer Mitsystem-Spannungsmessung und erfordert zwei Leiter-Leiter- oderdrei Leiter-Erde-Spannungen zum Anschluss. AusführlicheInformationen zum Anschluss analoger Eingänge finden Sieunter Anwendungs-Handbuch/IED-Anwendung/Analogeingänge/Einstellungsrichtlinien.

8. Multifunktionsschutz

Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPCDas Schutzmodul wird aufgrund seiner flexiblen Messung undden Einstellungsmöglichkeiten als allgemeiner Reserveschutzin vielen möglichen Anwendungsbereichen empfohlen.

Die eingebaute Überstromschutzfunktion hat zwei einstellbareStromwerte. Beide können entweder mit bestimmter Zeit odermit abhängiger bzw. inverser Zeitcharakteristik verwendetwerden. Die Überstromschutzstufen können gerichtet mitwählbarer Spannungspolarisierung durchgeführt werden.Zusätzlich ist die Möglichkeit gegeben, eineStrompolarisierung einzustellen. Die Blockierung durch die 2.Oberschwingung ist ebenso verfügbar. Bei zu niedrigerpolarisierter Spannung kann die Überstromfunktion entwederblockiert, ungerichtet oder mit einem Spannungsspeicherverwendet werden.

Zusätzlich sind in jeder Funktion zwei Überspannungs- undzwei Unterspannungsstufen, entweder mit unabhängiger oderabhängiger Zeitcharakteristik verfügbar.

Die allgemeine Funktion eignet sich für Anwendungen mitUnterimpedanz und spannungsgesteuertenÜberstromlösungen. Die allgemeine Funktion kann auch fürGenerator-Transformator-Schutzanwendungen verwendetwerden, bei denen typischerweise Strom und Spannung imMit-, Gegen und Nullsystem erforderlich sind.

Rotor-Erd fehlerschutzDie Feldwicklung, inklusive der Rotorwicklung und dernichtdrehenden Erreger-Einrichtung sind immer von denMetallteilen des Rotors isoliert. Der Widerstand der Isolationist hoch, wenn der Rotor mit Luft oder Wasserstoff gekühlt

wird. Der Widerstand der Isolierung ist weitaus niedriger,wenn der Rotor wassergekühlt wird. Dies gilt auch, wenn dieIsolation intakt ist. Ein Fehler in der Isolierung derFeldwicklung verursacht eine leitfähige Bahn von derFeldwicklung zur Erd. Dies bedeutet, dass der Fehler einenFeld-Erdscluss verursacht hat.

Die Feldwicklung eines synchronen Generators istnormalerweise nicht geerdet. Daher verursacht ein einzelnerErdschluss in der Feldwicklung nur einen sehr kleinenFehlerstrom. Somit verursacht der Erdschluss keineBeschädigungen am Generator. Des weiteren wird derBetrieb der Generatoreinheit nicht beeinflusst. Trotzdemsteigert das Vorhandensein eines einzelnen Erdschlusses dieelektriche Beanspruchung an anderen Punkten desFeldwindung. Dies bedeutet, dass das Risiko für einenzweiten Erdschluss an einem anderen Punkt in derFeldwicklung deutlich gestiegen ist. Ein zweiter Erdschlusswird einen Kurzsschluss mit starken Konsequenzen zur Folgehaben.

Der Rotor Erdfehlerschutz basiert auf Überlagerung einerWechselspannung in den isolierten Feldkreis. In fehlerfreienZuständen geht mit dieser Überlagerungsspannung keinStromfluss einher. Wenn es zu einem Rotor-Erd fehler kommt,wir dieser Zustand vom Rotor-Erdfehlerschutz erkannt. InAbhängigkeit von der Sicherheitsphilosophie desGeneratorbetreibers führt dieser Betriebszustand zu einemAlarm bzw. zur Auslösung des Generators. Zumeinwandfreien Betrieb wird für den Rotor-Erdfehlerschutz(RXTTE4) eine Einspeiseeinheit für dieSpannungsüberlagerung und ein Schutzwiderstand auf derAbdeckung benötigt.

9. Sekundärsystem-Überwachung

Stromwandlerkreis-Überwachung CCSRDIFOffene oder kurzgeschlossene Stromwandlerwicklungenkönnen ungewollte Auslösungen vieler Schutzfunktionen wiez.B. Differentialschutz-, Erdfehlerschutz- undGegensystemstromschutz-Funktionen (Schieflastschutz) zurFolge haben.

Es muss beachtet werden, dass bei einem offenenStromwandlerkreis die Schutzfunktionen während dieser Zeitblockiert werden müssen und sehr hohe Spannungen imSekundärkreis des Stromwandlers auftreten.

Die Stromwandlerkreis-Überwachungsfunktion (CCSRDIF)vergleicht den Nullstrom aus einem Satz vonStromwandlerkernen mit dem Sternpunktstrom an einemseparaten Eingang aus einem anderen Stromwandlersatz.

Sind die beiden Messgrößen unterschiedlich, ist ein Fehler imStromwandlerkreis vorhanden und sie werden als Alarm oderzur Blockade der Schutzfunktion verwendet, von der erwartetwird, dass sie eine ungewollte Auslösung generieren würde.


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Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUFZiel der Spannungswandlerkreis-Überwachung (SDDRFUF) istes, Spannungsmessfunktionen bei Fehlern im Sekundärkreiszwischen dem Spannungswandler und dem Gerät zublockieren, um unerwünschte Überfunktionen zu vermeiden.

Die Überwachungsfunktion für den Sicherungsautomatenfallverfügt im Prinzip über drei verschiedene Algorithmen,basierend auf Gegen- und Nullsystemgrößen und einemzusätzlichen Leiter-Leiter-Spannungs- und Leiter-Leiter-Stromalgorithmus.

Der Gegensystem-Erkennungsalgorithmus wird für Geräteempfohlen, die in isolierten oder hochohmig geerdetenNetzwerken verwendet werden. Er basiert auf dengemessenen Werten des Nullsystems, einem hohenSpannungswert im Gegensystem 3·U2 jedoch ohne das

Vorhandensein des Gegensystemstroms 3·I2.

Der Nullsystemerkennungsalgorithmus wird für Geräteempfohlen, die in niederohmig geerdeten Netzen verwendetwerden. Er basiert auf den gemessenen Werten desNullsystems, eines hohen Spannungswerts 3U0 ohne

Fehlerstrom 3I0.

Zur besseren Anpassung wurde eineBetriebsarteinstellmöglichkeit eingeführt, die es ermöglicht,die Betriebsbedingungen für gegensystem- undnullsystembasierte Funktionen auszuwählen. Die Auswahlverschiedener Betriebsarten ermöglicht die Auswahlverschiedener Interaktionen zwischen dem gegensystem- undnullsystembasierten Algorithmus.

Ein Kriterium, das auf den Differenzstrom- undDifferenzspannungsmessungen basiert, kann dieSpannungswandlerkreis-Überwachungsfunktion hinzugefügtwerden, um einen dreipoligen Automatenfehler zu erkennen,der in der Praxis eher mit einerSpannungswandlerumschaltung bei Schalthandlungen auftritt.

10. Steuerung

Synchrocheck, Einschaltprüfung und SynchronisierungSESRSYNDie Synchrocheck-Funktion ermöglicht das Schließenasynchroner Netze zum richtigen Zeitpunkt, unterBerücksichtigung der Schalterschließzeit, wodurch dieNetzstabilität verbessert wird.

Die Funktionen Synchrocheck, Einschaltprüfung undSynchronisierung (SESRSYN) prüft, ob alle Spannungen anbeiden Seiten des Leistungsschalters synchron sind oderstellen bei einer spannungslosen Seite sicher, dass dasSchließen sicher verläuft.

Die Funktion SESRSYN umfasst ein integriertesSpannungsauswahlschema für Anordnungen mit Doppel-

Sammelschienen und Eineinhalb-Leistungsschalter- oder Ring-Sammelschienen.

Manuelles Einschalten sowie auch automatischesWiedereinschalten kann von dieser Funktion freigegebenwerden und kann über verschiedene Einstellungen verfügen.

Für Systeme, die asynchron laufem, wird eineSynchronisierungsfunktion angeboten. Der hauptsächlicheZweck der Synchronisierungsfunktion besteht darin,kontrolliertes Einschalten von Leistungsschaltern zugewährleisten, wenn zwei asynchrone Systeme miteinanderverbunden werden sollen. Es wird für Frequenzdifferenzesverwendet, die größer sind als solche für den Synchrotestund kleiner als das eingestellte Maximallevel für dieSynchronisierungsfunktion.

Diese Funktion kann jedoch nicht verwendet werden, um denGenerator automatisch mit dem Netz zu synchronisieren.

Schaltgerätesteuerung APCDie Gerätesteuerungsfunktionen werden zur Steuerung undÜberwachung der Leistungsschalter, Trenner undErdungsschalter innerhalb eines Feldes verwendet. DieFunktionsfreigabe wird nach Evaluierung der Bedingungenvon anderen Funktionen wie Verriegelung, Synchrocheck,Bedienerplatzauswahl und externen oder internenBlockierungen gegeben.

Gerätesteuerfunktionen:• Anwendung des Auswahl vor der Ausführung-Prinzips zur

Gewährleistung einer hohen Zuverlässigkeit• Auswahlfunktion zur Verhinderung von gleichzeitigem

Schalten• Auswahl und Überwachung der Schalthoheit• Befehlsüberwachung• Blockieren/entsperren der Steuerung• Blockieren/entsperren der Aktualisierung von

Stellungsanzeigen• Substitution von Stellungsanzeigen• Umgehen von Verriegelungsbedingungen• Umgehen des Synchrochecks• Schaltspielzähler• Zwischenstellungsunterdrückung

Es können zwei Arten von Befehlsmodellen verwendet werden:• das direkte Modell mit normaler Sicherheit;• das SBO-Modell (Select-Before-Operate bzw. Auswahl vor

der Ausführung) mit erweiterter Sicherheit.

Bei normalen Sicherheitseinstellungen wird der Befehlverarbeitet und die resultierende Stellung wird nichtüberwacht. Bei erweiterten Sicherheitseinstellungen wird derBefehl verarbeitet und die resultierende Stellung wirdüberwacht.


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Normale Sicherheit bedeutet, dass nur der Befehlausgewertet und die resultierende Schaltstellung nichtüberwacht wird. Erweiterte Sicherheitseinstellungen bedeutet,dass der Befehl über eine zusätzliche Überwachung desStatuswerts des Kontrollobjekts ausgewertet wird. DieBefehlssicherheit mit erweiterten Sicherheitseinstellungenwird mit einer Stammfunktion für den DienstCommandTermination immer beendet.

Bei entsprechender Definition kann der Steuerungsbetriebvon der lokalen HMI aus unter der Berechtigungskontrolleausgeführt werden.

Stufenschalterstellungswert TCMYLTCStufenschalterstellung kann online überwacht werden. Hierzukönnen wahlweise kodierte BCD-Binäreingangssignale oderein mA-Eingangssignal verwendet werden. Die tatsächlicheStufenschalterstellung kann vom Transformator oder von derDifferentialschutzfunktion verwendet werden, um eineempfindlichere Ansprecheinstellung zu aktivieren. Dadurchreagiert wiederum der Differentialschutz empfindlicher aufschwache interne Fehlerströme, z. B. bei Windungsschlüssen.

Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung SLGGIODer Logikwahlschalter zur Funktionsauswahl und LHMI-Darstellung (SLGGIO) wird verwendet, um eine ähnlicheWahlschalter-Funktion wie die eines Hardware-Wahlschalterszu erhalten. Hardware-Wahlschalter werden imVersorgungsbereich häufig eingesetzt, um verschiedeneFunktionen verfügbar zu haben, die mit voreingestelltenWerten arbeiten. Hardware-Schalter sind jedochwartungsintensiv, weniger verlässlich innerhalb des Systemsund führen zu einem größeren Ersatzteilbedarf. MitLogikwahlschaltern fallen diese Probleme weg.

Mini-Wahlschalter VSGGIODer Funktionsblock des Mini-Wahlschalters VSGGIO ist eineMehrzweckfunktion für eine ganze Reihe von Anwendungenund dient als Allzweckschalter.

Der VSGGIO kann vom Menü oder von einem Symbol aufdem Übersichtsschaltbild (SLD) der lokalen HMI aus gesteuertwerden.

Allgemeiner Einzelbefehl, 8 Signale SPC8GGIODer Funktionsblock "Allgemeiner Einzelbefehl", 8 Signale(SPC8GGIO), ist eine Sammlung von 8 Einzelbefehlen. Aufdiese Weise können einfache Befehle ohne Bestätigung direktan die Relais-Ausgänge gesendet werden. Die Bestätigung(Status) des Ergebnisses der Befehle kann auf anderem Wegeerfolgen, z. B. durch Binäreingänge und SPGGIO-Funktionsblöcke.

Einzelbefehl, 16 SignaleDie Geräte können Befehle von einemStationsleittechniksystem oder vom lokalen HMI erhalten. DerBefehls-Funktionsblock hat Ausgänge, die z.B. zur Steuerung

von Hochspannungsschaltgeräten oder für andere, vomBenutzer festgelegte Funktionen genutzt werden können.

11. Logik

Auslöselogik SMPPTRCEin Funktionsblock für die Schutzauslösung wird für jeden inder Auslösung des Fehlers beteiligten Leistungsschalter zurVerfügung gestellt. Er liefert Pulsverlängerung, um einenAuslösepuls von ausreichender Länge sicherzustellen, sowiejede notwendige Funktionalität für die richtigeZusammenarbeit mit automatischenWiedereinschaltfunktionen.

Der Auslösefunktionsblock enthält Funktionen für Folgefehlerund Schalterblockierung.

TMAGGIO - AuslösematrixlogikDie Auslösematrix-Logikfunktion TMAGGIO wird verwendet,um Auslösesignale und andere logische Ausgangssignale anverschiedene Ausgangskontakte am IED weiterzuleiten.

Die Ausgangssignale und die physischen Ausgänge vonTMAGGIO gestatten dem Benutzer, die Signale entsprechendden spezifischen Bedürfnissen der Anwendung an diephysischen Auslöseausgänge anzupassen.

Funktionsblock für feste SignaleDie Festsignalfunktion (FXDSIGN) erzeugt verschiedenevordefinierte (feste) Signale, die zur Gerätekonfigurationgenutzt werden können, um an ungenutzten Eingängenanderer Funktionsblöcke einen bestimmten Wert/Pegel zuerzwingen oder um eine bestimmte Logik zu erzeugen.

12. Überwachung

Messungen CVMMXN, CMMXU, VNMMXU, VMMXU, CMSQI,VMSQIDie Messfunktionen werden benutzt, um online Informationenaus dem Gerät zu erhalten. Diese Betriebswerte ermöglichendie Online-Anzeige der Informationen auf der lokalen HMI undin der Stationsleittechnik über:

• gemessene Spannungen, Ströme, Frequenz, Wirk-,Blind- und Scheinleistung und Leistungsfaktor,

• primare und sekundäre Zeigergrößen• Mit-, Gegen- und Nullströme und -spannungen,• mA, Eingangsströme• Impulszähler,

Überwachung von mA-EingangssignalenDer Hauptzweck der Funktion ist, Signale von verschiedenenMessumformern zu messen und zu verarbeiten. Viele in derProzesssteuerung verwendeten Einrichtungen stellenverschiedene Parameter wie Frequenz, Temperatur undBatteriegleichspannung als niedrige Stromwerte, gewöhnlichim Bereich 4-20 mA oder 0-20 mA, dar.


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Alarmgrenzen können eingestellt und als Schwellwertschalterverwendet werden, z.B. um Auslöse- oder Alarmsignale zuerzeugen.

Die Funktion setzt voraus, dass der IED mit dem mA-Eingangsmodul ausgerüstet ist.

Ereigniszähler CNTGGIODer Ereigniszähler (CNTGGIO) hat sechs Zähler, in denengespeichert wird, wie oft jeder Zählereingang aktiviert wurde.

Stördatenaufzeichnung DRPRDREVollständige und zuverlässige Informationen über Störungenim Primär- bzw. Sekundärsystem sowie eine durchgängigeEreignisprotokollierung sind durch die Funktion"Stördatenbericht" gewährleistet.

Die Stördatenaufzeichnung DRPRDRE, die immer im IEDenthalten ist, erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die am Funktionsblockkonfiguriert sind, d.h. von maximal 40 Analog- und 96Binärsignalen.

Die Stördatenaufzeichnungsfunktion besteht aus mehrerenTeilfunktionen:

• Ereignisliste• Anzeigen• Ereignisaufzeichnung• Auslösewert-Aufzeichnung• Störschreiber

Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität hinsichtlichKonfiguration, der Start-Bedingungen, Aufzeichnungszeitensowie eine große Speicherkapazität gekennzeichnet.

Der Start einer Stördatenaufzeichnung erfolgt überEingangssignale der Funktionsblöcke AxRADR oder BxRBDR.Alle Signale vom Beginn der Vor-Fehler-Zeit bis zum Ende derNach-Fehler-Zeit werden in die Aufzeichnung eingeschlossen.

Jede Stördatenaufzeichnung wird im Standard-Comtrade-Format im IED gesichert. Mehrere aufeinanderfolgendeEreignisse werden in einem Ringspeicher kontinuierlichgesichert. Die lokale HMI wird verwendet, um Informationenüber die Aufzeichnungen zu erhalten. Die Dateien derStördatenaufzeichnung können in das PCM600 geladenwerden, um eine weitergehende Analyse mithilfe desStördatenauswerte-Tools zu ermöglichen.

Ereignisliste DRPRDREEine kontinuierliche Ereignisprotokollierung ist nützlich, umeine Übersicht über die Funktion des Systems zu erhalten.Diese Funktion ist eine Ergänzung spezifischerStörschreiberfunktionen.

Die Ereignisliste protokolliert alle mit derStördatenaufzeichnungsfunktion verbundenenBinäreingangssignale. Die Liste kann bis zu 1000 mit

Zeitstempel versehene Ereignisse, gesichert in einemRingspeicher, enthalten.

Anzeigen DRPRDREUm schnelle, zusammengefasste und zuverlässigeInformationen über Störungen im Primär- bzw. imSekundärsystem zu bekommen, ist es wichtig, z.B.Binärsignale, die während der Störung den Status geänderthaben, zu kennen. Diese Information wird als Kurzübersichtgenutzt, um Informationen unkompliziert über die LHMI zuerhalten.

Es gibt drei LEDs am LHMI (grün, gelb und rot), dieStatusinformationen über das Gerät und dieStörschreiberfunktion (ausgelöst) anzeigen.

Die Anzeigelistefunktion zeigt alle ausgewählten, mit derStörschreiberfunktion verbundenen Binäreingangssignale, dieden Status während der Störung geändert haben.

Ereignisaufzeichnung DRPRDRESchnelle und vollständige Informationen über Störungen imPrimär- bzw. im Sekundärsystem sind wichtig, z.B. Ereignissemit Zeitstempel, die während einer Störung protokolliertwurden. Diese Informationen werden für verschiedenekurzfristige (z.B. Korrekturmaßnahmen) und langfristigeZwecke (z.B. Funktionsanalyse) verwendet.

Die Ereignisaufzeichnung protokolliert alle ausgewähltenBinäreingangssignale, die mit der Funktion Stördatenberichtverbunden sind. Jede Aufzeichnung kann bis zu 150 miteinem Zeitstempel versehene Ereignisse enthalten.

Die Informationen der Ereignisaufzeichnung stehen für dieStörungen lokal im Gerät zur Verfügung.

Die Informationen der Ereignisaufzeichnung sind festerBestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).

Auslösemesswert-Aufzeichnung DRPRDREInformationen zu den Messwerten vor und während desStörfalles für Ströme und Spannungen sind für dieStörfallanalyse verfügbar.

Die Auslösemesswertaufzeichnung kalkuliert die Werte allergewählten Analogeingangssignale, die mit derStördatenaufzeichnungfunktion verbunden sind. Das Ergebnisist der Betrag und der Phasenwinkel vor und während desFehlers für jedes analoge Eingabesignal.

Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung stehenfür alle Störungen lokal im IED zur Verfügung.

Die Informationen der Auslösemesswertaufzeichnung sindintegrierter Bestandteil der Stördatenaufzeichnung (Comtrade-Datei).

Störschreiber DRPRDREDie Funktion "Störschreiber" liefert schnelle, vollständige undzuverlässige Informationen über Störungen im Energiesystem.


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Sie erleichtert das Verstehen des Systemverhaltens undzugehöriger Primär- und Sekundäreinrichtungen während undnach einer Störung. Die aufgezeichneten Informationenwerden für verschiedene kurzfristige (z.B.Korrekturmaßnahmen) und langfristige Zwecke (z.B.Funktionsanalyse) verwendet.

Der Störschreiber erfasst Abtastdaten aller ausgewähltenAnalogeingangs- und Binärsignale, die mit derStörschreiberfunktion verbunden sind (maximal 40 analogeund 96 binäre Signale). Die Binärsignale sind dieselbenSignale wie die unter der Ereignisaufzeichnungsfunktionverfügbaren.

Die Funktion ist durch eine hohe Flexibilität charakterisiert undnicht von der Auslösung von Schutzfunktionen abhängig. Siekann von den Schutzfunktionen nicht erkannte Störungenaufzeichnen. Bis zu zehn Sekunden verstreichen, bis derAugenblick der Auslösung in der Störungsdatei gespeichertwird.

Die auf die letzten 100 Störungen bezogenen Informationendes Störschreibers werden im IED gespeichert. Die Liste derAufzeichnungen kann über die lokale HMI betrachtet werden.

EreignisfunktionBei Anwendung eines Stations-Automatisierungssystems mitLON- oder SPA-Kommunikation können mit Zeitstempelversehene Ereignisse bei einer Änderung bzw. regelmäßigvom IED zur Stationsebene gesendet werden. DieseEreignisse werden aus beliebigen verfügbaren Signalen imIED, die an den Ereignisfunktion (EVENT) angeschlossen sind,erzeugt. Der Ereignisfunktionsblock wird für die LON undSPAkommunikation eingesetzt.

Analog- und Doppelanmeldungen werden auch durch dieEreignisfunktion übertragen.

Generische E/A-Kommunikationsfunktionen SPGGIO gemäßIEC 61850Die generische IEC 61850 E/A Signalübertragungsfunktion(SPGGIO), dient dazu, ein logisches Einzelsignal an andereSysteme oder Geräte in der Schaltanlage zu senden.

Generische E/A-Kommunikationsfunktionen MVGGIO gemäßIEC 61850Die allgemeinen E/A-Kommunikationsfunktionen nach IEC61850 (MVGGIO) werden dazu verwendet, denMomentanwert eines Analogausgangs an andere Systemeoder Ausrüstungsteile innerhalb der Schaltanlage zu senden.Er kann außerdem im gleichen IED verwendet werden, umeinem analogen Wert einen BEREICH-Aspekt zuzuordnen,und um die Messwertüberwachung dieses Wertes zuermöglichen.

Messwert-Expansionsblock RANGE_XPFunktionen zur Strom- und Spannungsmessung (CVMMXN,CMMXU, VMMXU und VNMMXU), Funktionen zursymmetrischen Strom- und Spannungskomponentenmessung

(CMSQI und VMSQI) und die generischen IEC 61850Funktionen zur Kommunikations E/A (MVGGIO) sind mit einerMessüberwachungsfunktion ausgestattet. Alle Messwertekönnen mithilfe von vier einstellbaren Grenzwerten überwachtwerden: sehr niedrig, niedrig, hoch und sehr hoch. Messwert-Expansionsblock (RANGE_XP) wurde eingeführt, um dieÜbersetzung der Integer-Ausgangssignale aus denMessfunktionen in fünf Binärsignale zu ermöglichen: untersehr niedrig, unter niedrig, normal, über hoch oder über sehrhoch. Die Ausgangssignale können in der konfigurierbarenLogik oder für den Alarm als Bedingungen verwendet werden.

13. Messung

Impulszählerlogik PCGGIODie Impulszählerlogik-Funktion (PCGGIO) zählt die externerzeugten binären Impulse, z.B. Impulse von einem externenEnergiezähler, um die Energieverbrauchswerte zu berechnen.Die Impulse werden vom binären Eingangsmodul erfasst unddann vom ausgelesen. Über den Stations-Bus ist einskalierter Messwert verfügbar.Um diese Funktion zu erhalten,muss das spezielle binäre Eingabemodul mit verbesserterPulszähleigenschaft bestellt werden.

Funktion für Energiemessung und BedarfsverarbeitungETPMMTRDie Ergebnisse aus der Messfunktion (CVMMXN) können zurBerechnung der Energie verwendet werden. Aktive undreaktive Energiemengen werden in Import- undExportrichtung berechnet. Werte können gelesen oder alsImpulse generiert werden. Die Funktion bietet auch dieBerechnung des maximalen Leistungsbezuges.

14. Grundfunktionen des IED

ZeitsynchronisationBenutzen Sie den Schalter für die Auswahl derZeitsynchronisierungsquelle, um eine gängige Quelle für denBezug der absoluten Zeit für das IED festzulegen, wenn esBestandteil eines Schutzsystems ist. Dadurch könnenEreignisse und Störungsdaten zwischen allen IEDs in derStationsleittechnik verglichen werden.

15. Mensch-Maschine-Schnittstelle

Mensch-Maschine-SchnittstelleDie lokale Mensch-Maschine-Schnittstelle (LHMI) ist in Zonenmit verschiedenen Funktionen unterteilt:

• Status-LEDs• Status-LEDs Alarmanzeige-LEDs, bestehend aus 15

LEDs (6 roten und 9 gelben) mit vom Benutzer


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beschriftbaren Schildern. Alle LED können mit demPCM600 konfiguriert werden.

• Flüssigkristallanzeige (LCD)• Tastenfeld mit Drucktasten für Steuerungs- und

Navigationszwecke, Schalter für die Auswahl zwischenlokaler Steuerung/Rückstellung und Fernsteuerung/Fernrückstellung

• Isolierter RJ45 Kommunikationsport.

IEC05000056-LITEN V1 DE

Abb. 8. Beispiel eines mittelgroßen HMI

16. Stationskommunikation

ÜberblickJedes IED ist mit einer Kommunikationsschnittstelleausgestattet, welches ihm ermöglicht, mit einem oder vielenSystemen bzw. Geräten auf Unterstationsebene über denStationsautomatisierungs- (SA-) Bus oder über denStationsüberwachungs (SM-) Bus zu kommunizieren.

Folgende Kommunikationsprotokoll sind verfügbar:

• IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll• LON-Kommunikationsprotokoll• SPA oder IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll• DNP3.0 Kommunikationsprotokoll

Theoretisch können verschiedene Protokolle im gleichenGerät vereint werden.

IEC 61850-8-1-KommunikationsprotokollDas Gerät ist mit einzelnen oder doppelten optischenEthernet-Ports an der Rückseite (je nach Bestellung) für dieKommunikation über Stationsbus nach IEC 61850-8-1ausgerüstet. Die Kommunikation gemäß IEC 61850-8-1 ist

ebenfalls über den optischen Ethernet-Port an der Frontseitemöglich. Das IEC 61850-8-1-Protokoll gestattet intelligentenGeräten (IEDs) verschiedener Hersteller denInformationsaustausch und vereinfacht die Systemstruktur.Horizontale Kommunikation gemäß GOOSE ist Teil desStandards. Das Hochladen von Stördaten ist vorgesehen.

LON KommunikationsprotokollVorhandene Stationen mit ABB-Stationsbus LON könnenunter Verwendung der optischen LON-Schnittstelle erweitertwerden. Dies lässt eine volle SA Funktionalität inklusivehorizontaler Kommunikation und Kooperation zwischen denexistierenden ABB IED's und dem neuen IED 670 zu.

SPA KommunikationsprotokollEin einzelner Glas- oder Kunststoffport wird für das ABB SPAProtokoll angeboten. Dies erlaubt einfache Erweiterungen desvorhandenen Automationssystems in der Station, aber dieHauptverwendung liegt im Stationsüberwachungssystembzw. Schaltanlagen-Monitoring System SMS.

IEC 60870-5-103 KommunikationsprotokollEin einfacher Glas- oder Kunststoffport wird für den IEC60870-5-103 Standard angeboten. Dies erlaubt dieErrichtung einfacher Schaltanlagen-Automatisierungssystemeinklusive der Geräte von verschiedenen Herstellern. DasHochladen von Stördaten ist vorgesehen.

DNP3.0 KommunikationsprotokollEin elektrischer RS485 oder ein optischer Ethernet Port sindfür die DNP3.0 Kommunikation verfügbar. DNP3.0 Level 2Kommunikation mit unaufgeforderten Ereignissen,Zeitsynchronisierung und Störfallberichterstattung wird für dieKommunikation mit RTU's, Gateways oder HMI Systemenangeboten.

Multiple Befehle und ÜbertragungWenn Geräte der Serie 670 inStationsautomatisierungssystemen mit LON, SPA oder IEC60870-5-103-Kommunikationsprotokollen eingesetzt werden,werden die Ereignis- und Mehrfachbefehl-Funktionsblöcke alsKommunikationsschnittstelle für vertikale Kommunikation zumStations-HMI und -Gateway und als Schnittstelle für diehorizontale Kommunikation (nur über LON) verwendet.

Konfiguration Duo Treiber DUODRVDurch redundante Stationsbus-Kommunikation ist derDatenaustausch auch dann gewährleistet, wenn einer derKommunikationskanäle aus irgendwelchen Gründen nichtverfügbar sein sollte. Redundante Kommunikation über denStationsbus mit aktivem IEC 61850-8-1 verwendet sowohlPort AB als auch Port CD auf dem OEM-Modul und das IEC62439-PRP Protokoll.


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17. Kommunikation zur Gegenseite

Analoge und binäre Singnalübertragung zur GegenstationDrei analoge und acht binäre Signale können zwischen zweiIEDs ausgetauscht werden. Diese Funktionalität wirdhauptsächlich für den Leitungsdifferentialschutz verwendet.Sie kann aber auch in anderen Produkten verwendet werden.Ein IED kann mit bis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.

Binärer Signaltransfer zur Gegenstation, 192 SignaleWenn der Kommunikationskanal nur für den Transfer binärerSignale genutzt wird, können bis zu 192 binäre Signalezwischen den beiden IEDs ausgetauscht werden. ZumBeispiel kann diese Funktionalität verwendet werden, umInformationen wie den Status der primären Schaltgeräte oderMitnahmeschaltungssignale zum IED der Gegenstation zusenden. Ein IED kann mit bis zu 4 IEDs der Gegenstationkommunizieren.

Leitungsdaten-Kommunikationsmodul, Kurz- undMittelbereich LDCMDas Leitungsdaten-Kommunikationsmodul (LDCM) dient zurKommunikation zwischen IEDs, die sich in einem Abstand von<60 km befinden, oder vom Gerät zu einem optoelektrischenWandler mit G.703- oder G.703E1-Schnittstelle, der sich ineinem Abstand von <3 km befindet. Das LDCM-Modul sendetund empfängt Daten an ein anderes bzw. von einem anderenLDCM-Modul. Dabei wird das IEEE/ANSI-Standardformat C37.94 verwendet.

Diese Funktion kann z.B. in Kraftwerken verwendet werden,um bis zu 192 Binärsignale (z.B. für Auslösung,Signalgebung, Alarmauslösung) zwischen dem Generator undder HS-Station der Anlage auszutauschen.

18. Beschreibung der Hardware

Hardware ModuleStromversorgungsmodul PSMDas Stromversorgungsmodul wird verwendet, um diekorrekten internen Spannungen und die volle Isolierungzwischen dem Gerät und dem Batteriesystem zu liefern. EinAlarmausgang der internen Dauerüberwachung steht zurVerfügung.

Binäres Eingabemodul, BIMDas Binäreingangsmodul verfügt über 16 optisch isolierteEingänge und ist in zwei Versionen erhältlich, eineStandardversion und eine mit verbessertenImpulszählerfähigkeiten bei den Eingängen, die fürImpulszählerfunktion verwendet werden. Die binärenEingänge sind frei programmierbar und können für dieEingabe logischer Signale zu allen Funktionen verwendetwerden. Sie können auch in die Stördaten- und dieEreignisaufzeichnungfunktionen integriert werden. Dies bietetumfassende Überwachung und Auswertung des Betriebes

des IED und für alle damit verbundenen elektrischenStromkreise.

Binäres Ausgabemodul, BOMDas binäre Ausgabemodul verfügt über 24 unabhängigeAusgänge und wird als für alle Signalisierungszwecke alsAuslöseausgang eingesetzt.

Statisches Binärausgangsmodul SOMDas statische binäre Ausgangsmodul hat sechs schnellestatische Ausgänge und sechs Relaisausgänge mitWachslerkontakt für die Verwendung in Anwendungen mitHochgeschwindigkeitsanforderungen.

Binäres Ein-/Ausgabemodul, IOMDas binäre Ein-/Ausgangsmodul wird dann eingesetzt, wennnur wenige Ein- und Ausgangskanäle benötigt werden. Die 10Standardausgangskanäle werden als Auslöseausgänge oderzu beliebigen Signalisierungszwecken verwendet. Die beidenschnellen-Signalausgangskanäle werden von Anwendungenverwendet, bei denen es auf eine kurze Ansprechzeitankommt. Acht optisch isolierte binäre Eingänge sorgen fürdie benötigten binären Eingangsinformationen.

mA Eingangsmodul MIMDas Milliampere Eingangsmodul dient als Schnittstelle fürMesswandlersignale im Bereich von 20 bis +20 mA, zumBeispiel von Laststufensteller-Positions-, Temperatur- undDruck-Signalgebern. Das Modul verfügt über sechsunabhängige, galvanisch getrennte Kanäle.

Optisches Ethernet-Modul OEMDas optische Fast-Ethernet-Modul wird zur Verbindung einesGeräts mit den Kommunikationsbussen (z. B. demStationsbus) verwendet, welches das IEC 61850-8-1-Protokoll nutzt (-Anschluss A, B). Das Modul verfügt über eineoder zwei optische Schnittstellen mit ST-Anschlüssen.

Serielle und LON Kommunikationsmodule SLM, unterstützenSPA/IEC 60870-5-103, LON und DNP 3.0Das serielle und LON Kommunikationsmodul (SLM) wird fürdie Kommunikation über SPA, IEC 60870-5-103, DNP3 undLON verwendet. Das Modul verfügt über zwei optischeKommunikationsports für Kunststoff/Kunststoff, Kunststoff/Glas oder Glas/Glas. Ein Port wird für die serielleKommunikation verwendet (SPA, IEC 60870-5-103 und DNP3Port oder dedizierter IEC 60870-5-103 Port, abhängig vombestellten SLM Modul) und einer ist ausschließlich der LONKommunikation vorbehalten.

Leitungsdaten-Kommunikationsmodul LDCMJedes Modul besitzt eine optische Schnittstelle für jedeGegenseite, mit dem das Gerät kommuniziert.

Alternative Karten für Mittelbereich (1310 nm Monomode-Faser) und Kurzbereich (850 nm Multimode) erhältlich.


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Galvanisches serielles RS485 KommunikationsmodulDas galvanische Kommunikationsmodul RS485 wird zurDNP3.0-Kommunikation eingesetzt. Das Modul ist mit einemRS485-Kommunikationsport ausgestattet. Das RS485 ist einsymmetrisches serielles Kommunikationsmodul, daswahlweise mit Zweidraht- oder Vierdrahtkommunikationverwendet werden kann. Bei der Zweidrahtkommunikationwird dasselbe Signal für RX und TX verwendet. Es liegt eineMehrpunktkommunikation ohne festgeschalteten Master oderSlave vor. Bei dieser Variante muss die Ausgabe jedochgesteuert werden. Bei der Vierdrahtkommunikation liegengesonderte Signale für die RX- und TX-Mehrpunktkommunikation mit einem festgeschalteten Mastervor, die übrigen sind Slaves. In diesem Fall wird keinspezielles Steuersignal benötigt.

GPS-Zeitsynchronisierungsmodul GTMDieses Modul beinhaltet einen GPS-Empfänger für dieZeitsynchronisation. Das GPS-Modul verfügt über einen SMA-Kontakt zum Anschluss an eine Antenne. Es beinhaltet aucheinen optischen PPS ST-Steckerausgang.

IRIG-B ZeitsynchronisierungsmodulDas IRIG-B Zeitsynchronisierungsmodul wird zur genauenZeitsynchronisierung der Stationsuhr des IED verwendet.

Unterstützung für elektrische (BNC) und optische Verbindung(ST) für 0XX und 12X IRIG-B Unterstützung.

Transformatoreingangsmodul TRMDas Transformatoreingangsmodul dient zur galvanischenTrennung und Wandlung der von den Messtransformatorenerzeugten Sekundärströme und -spannungen. Das Modulverfügt über 12 Eingänge in unterschiedlichen Kombinationenaus Strom- und Spannungseingängen. Es stehen jeweilsStromwandlereingänge für Schutz- oder Zählerklassen zurVerfügung.

Es können auch alternative Anschlüsse wie Ringklemmen-oder Schraubklemmentyps bestellt werden.

Hochohmige WiderstandseinheitDie hochohmige Widerstandseinheit, mit Widerständen für dieEinstellung des Ansprechwerts und einemspannungsabhängigen Widerstand, ist als einphasige unddreiphasige Einheit verfügbar. Beide sind auf einer 1/1 19 Zoll-Geräteplatte mit Druckklemmen montiert.

Anordnung und AbmessungenAbmessungen

xx05000003.vsd

CB

E

F

A

D

IEC05000003 V1 DE

Abb. 9. 1/2 x 19” Gehäuse mit rückseitiger Abdeckung


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xx05000004.vsdIEC05000004 V1 DE

Abb. 10. Reihenmontage

Gehäusegröße A B C D E F

6U, 1/2 x 19” 265.9 223.7 201.1 242.1 252.9 205.7

6U, 1/1 x 19” 265.9 448.1 201.1 242.1 252.9 430.3

(mm)

MontagealternativenFolgende Befestigungsalternativen (IP 40-Schutz an derVorderseite) sind lieferbar:

• 19”-Rahmenmontageset• Montagesatz mit Ausschnittmaßen:

– 1/2 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 210,1 mm (Breite)– 1/1 Gehäusegröße 254,3 mm (Höhe) 434,7 mm (Breite)

• Wandmontagesatz

Einzelheiten über lieferbare Befestigungsalternativen sieheBestellung.

Einspeiseausrüstungs-HardwareEinspeiseeinheit REX060Die Einspeiseeinheit REX060 wird eingesetzt, um Spannungs-und Stromsignale in den Generator oder Motor-Stator und dieRotorschaltkreise einzuspeisen. REX060 erzeugt zweiRechteck-Wellensignale mit unterschiedlichen Frequenzen fürdie Einspeisung in die Stator- und Rotorschaltkreise. DieReaktion der eingespeisten Spannung und der Strömewerden von der REX060-Einheit gemessen und auf eingeeignetes Niveau für die analogen Spannungseingänge desIED verstärkt.

Stator-Einspeisemodul SIMDas SIM-Modul wird in das Gehäuse des REX060 eingebaut.Das SIM-Modul erzeugt ein Rechteck-Spannungssignal zurEinspeisung in den Stator-Stromkreis über denNullpunktwiderstand oder VT/DT. Das SIM-Modul misstSpannung und Stromstärke des eingespeisten Signals und

das IED berechnet anschließend die Stator-Erde-Impedanz.Wenn die berechnete Impedanz niedriger ist als dervoreingestellte Wert, wird das Ausgangssignal ALARM bzw.das Ausgangssignal TRIP aktiviert.

Rotoreinspeisemodul RIMDas RIM-Modul wird in das Gehäuse des REX060 eingebaut.Das RIM-Modul erzeugt ein Rechteck-Spannungssignal zurEinspeisung in den Rotor-Stromkreis über eineKondensatoreinheit REX061 zur Isolierung. Das RIM-Modulmisst Spannung und Stromstärke des eingespeisten Signalsund das IED berechnet anschließend die Rotor-Erde-Impedanz. Wenn die berechnete Impedanz niedriger ist alsder voreingestellte Wert, wird das Ausgangssignal ALARMbzw. das Ausgangssignal TRIP aktiviert.


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Kopplungskondensator-Einheit REX061REX061 isoliert den Einspeisekreis von der Rotor-Erregungsspannung.

Der Erdungspunkt und Erdungsbürsten der REX061Kopplungskondensator-Einheit der Rotorwelle sind korrekt zuverbinden.

Nebenschlusswiderstands-Einheit REX062REX062 wird typischerweise verwendet, wenn dieEinspeisung über einen Erdungstransformator erfolgt.


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19. Anschlussdiagramme

Tabelle 1. Bezeichnungen für 1/2 x 19” Gehäuse mit 1 TRM Einschub

1MRK002801-AC-2-670-1.2-PG V1 EN

Modul Hintere Positionen

PSM X11

BIM, BOM, SOM, IOModer MIM

X31 und X32 usw. bis X51und X52

SLM X301:A, B, C, D

LDCM, IRIG-B oder RS485 X302

LDCM oder RS485 X303

OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485 oder GTM X312, 313

TRM X401

Tabelle 2. Bezeichnungen für 1/1 x 19” Gehäuse mit 2 TRM Einschüben

1MRK002801-AC-6-670-1.2-PG V1 EN

Modul Hintere Positionen

PSM X11

BIM, BOM, SOM,IOM oder MIM

X31 und X32 usw. bis X131und X132

SLM X301:A, B, C, D

LDCM, IRIG-Boder RS485

X302

LDCM oderRS485

X303

OEM X311:A, B, C, D

LDCM, RS485oder GTM

X312, X313, X322, X323

TRM 1 X401

TRM 2 X411


ABB 31

1MRK002801-AC-10-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 11. Transformatoreingangsmodul (TRM)

￭ Zeigt die Bezugspolarität an

Strom-/Spannungswandler-Eingangsbezeichnung gemäß Abbildung 11

Stro

m-/S

pann

ungs

-Ko

nfig

urat

ion

(50/

60 H

z)

AI01 AI02 AI03 AI04 AI05 AI06 AI07 AI08 AI09 AI10 AI11 AI12

12I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A12I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A9I+3U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V9I+3U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V5I, 1A+4I, 5A+3U 1A 1A 1A 1A 1A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V7I+5U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V7I+5U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I+6U, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I+6U, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V 110-220V6I, 1A 1A 1A 1A 1A 1A 1A - - - - - -6I, 5A 5A 5A 5A 5A 5A 5A - - - - - -*) Messung

Die interne Polarität kann durch Einstellen der Neutralrichtung am Analogeingang des Stromwandlers bzw. der SMAI-Funktionsblöcke für dieVorverarbeitung geändert werden.


32 ABB

1MRK002801-AC-11-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 12. Binäreingangsmodul (BIM). Eingangskon-takt mit der Bezeichnung XA entspricht derhinteren Stellung X31, X41, usw. Der Ein-gangskontakt mit der Bezeichnung XB ent-spricht der hinteren Position X32, X42, usw.

1MRK002801-AC-15-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 13. mA Eingangsmodul (MIM)

SPA/IEC 60870-5-103 und DNP,

ST-Anschluss für Glasfaser.

HFBR Snap-In-Anschluss

für Kunststoff wie bestellt

LON, ST-Anschluss für

Glasfaser. HFBR Snap-In-

Anschluss für Kunststoff

wie bestellt

Siehe Option

IEC 61850-8-1, ST-Anschluss

IEC 61850-8-1 oder

IEC 61850-9-2LE, ST-Anschluss

Siehe Option

Siehe Option

Nicht verwendet

Ethernet, RJ45-Anschluss

Option

BNC-Anschluss

ST-Anschluss

Klemmenblock

ST-Anschluss

FC-Anschluss

15-poliger Stecker

micro D-sub

Klemmenblock

SMA-Anschluss

ST-Anschluss

Hinweis) RS485-Eingang/Ausgang aus Ferrit.

Alle Leiter verwenden einen gemeinsamen Ferrit

Ziel entspricht dem Modul

Modul Klemme

Nicht verw.Nicht verwendet

Hinweis)

1MRK002801-AC-8-670-1.2-PG V1 DE

Abb. 14. IED mit Basisfunktion und Kommunikationsschnittstellen


ABB 33

Stromversorgungsmodul

Bereit

Fehler

Interner Fehler

Schutzerde muss angeschlossen sein

1MRK002801-AC-7-670-1.2-PG V1 DE

Abb. 15. Stromversorgungsmodul (PSM)

BinärausgangsmodulOrt= PN

Konfiguration

1MRK002801-AC-12-670-1.2-PG V1 DE

Abb. 16. Binärausgangsmodul (BOM). Ausgangskontakt mit der Bezeichnung XA entspricht der hinteren Stellung X31, X41, usw. Der Aus-gangskontakt mit der Bezeichnung XB entspricht der hinteren Position X32, X42, usw.


34 ABB

1MRK002801-AC-13-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 17. Statisches Ausgangsmodul (SOM)

1MRK002801-AC-14-670-1.2-PG V1 EN

Abb. 18. Binär-Ein-/Ausgangsmodul (IOM). Eingangskontakt mit der Bezeichnung XA entspricht der hinteren Stellung X31, X41, usw. DerAusgangskontakt mit der Bezeichnung XB entspricht der hinteren Position X32, X42, usw.


ABB 35

Einspeiseeinheit REX060

1MRK002501-BA-2-PG V1 EN

Abb. 19. Beschriftung für REX060-Gehäuse


Interner FehlerBereit

Fehler

Schutzerde

1MRK002501-BA-3-PG V1 DE

Abb. 20. Stromversorgungsmodul


36 ABB

Statoreinspeisemodul

U Richtung

I Richtung

An Stator

Einsp. blockiert

Saturierung

bei

bei

Alternative Anschlüsse zur optionalen Shunt-Widerstandeinheit (REX062) für

Widerstand-Erdung über einen Verteilungstransformator oder Erdungstransformator.


Abb. 21. Statoreinspeisemodul

Rotoreinspeisemodul

Kopplungskondensatormodul (REX061)

I Richtung

U Richtung

Einsp. blockiert

Saturierung

bei

bei


Abb. 22. Rotoreinspeisemodul


ABB 37

Kopplungskondensator REX061


Abb. 23. Beschriftung für Kondensatorgehäuse

Kopplungskondensatormodul

SchutzerdeRotorspannung durch 1000 dividiert

Rotoreinspeisemodul (REX060)

Messpunkt 1)

Messpunkt 1)


Abb. 24. Kopplungskondensatormodul


38 ABB

Nebenschlusswiderstand REX062


Abb. 25. Beschriftung für Nebenschlusswiderstandsgehäuse

Nebenschlusswiderstandsmodul

An Stator

Schutzerde

Erw. A

Erw. B

I Richtung A

I Richtung B

Statoreinspeise-

modul (REX060)

Statoreinspeise-

modul (REX060)


Abb. 26. Nebenschlusswiderstandsmodul


ABB 39

20. Technische Daten

Allgemeines

Begriffsbestimmungen

Referenzwert Der spezifizierte Wert eines Einflussfaktors, auf welchen sich die Eigenschaften des Gerätes beziehen.

Bemessungsbereich Der Wertebereich einer Einflussgröße (eines Faktors), innerhalb welcher das Gerät die festgelegten Anforderungen unterden spezifizierten Bedingungen erfüllt.

Arbeitsbereich Der Wertebereich einer vorgegebenen Eingangsgrösse unter denen das Gerät unter bestimmten Bedingungen in der La‐ge ist, seine vorgesehenen Funktionen laut den festgelegten Anforderungen zu erfüllen.

TRM - Eingangsgrößen, Bemessungs- und GrenzwerteAnaloge Eingänge

Tabelle 3. TRM - Eingangsgrößen, Bemessungswerte und Grenzwerte für Schutztransformatormodule

Menge Bemessungswert Bemessungsbereich

Strom Ir = 1 oder 5 A (0.2-40) × Ir

Arbeitsbereich (0-100) x Ir

Zulässige Überlast 4 × Ir cont.100 × Ir für 1 s *)

Bürde < 150 mVA bei Ir = 5 A< 20 mVA bei Ir = 1 A

Wechselspannung Ur = 110 V 0.5-288 V

Arbeitsbereich (0-340) V

Zulässige Überlast 420 V andauernd450 V 10 s

Bürde < 20 mVA bei 110 V

Frequenz fr = 50/60 Hz ± 5%

*) max. 350 A für 1 s, wenn COMBITEST-Prüfschalter enthalten ist.

Tabelle 4. MIM - mA-Eingangsmodul

Menge: Bemessungswert: Bemessungsbereich:

Eingangsbereich Rin = 194 Ohm 0-5, 0-10, 0-20, 4-20mA

- Eingangswiderstand0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

-

Stromverbrauchjedes mA-Moduljeder mA Eingang

£2 W£ 0.1 W

-


40 ABB

Tabelle 5. OEM - Optisches-Ethernet-Modul

Menge Bemessungswert

Anzahl Kanäle 1 oder 2

Standard IEEE 802.3u 100BASE-FX

Fasertyp 62.5/125 mm Multimodalfaser

Wellenlänge 1300 nm

Optischer Anschluss Typ ST

Kommunikationsgeschwindigkeit Schnelles Ethernet 100 MB

DC Hilfsspannung

Tabelle 6. PSM -Stromversorgungsmodul


Hilfs-Gleichspannung, EL (Eingang) EL = (24 - 60) VEL = (90 - 250) V

EL ± 20 %EL ± 20 %

Stromverbrauch 50 W typischerweise -

Einaschaltpitze der Hilfsspannungsversorgung < 5 A über 0.1 s -

Binäre Ein-/Ausgänge

Tabelle 7. BIM - Binäreingangsmodul


Binäre Eingänge 16 -

Gleichspannung, RL 24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %

Stromverbrauch24/30 V48/60 V110/125 V220/250 V

max. 0.05 W/Eingangmax. 0.1 W/Eingangmax. 0.2 W/Eingangmax. 0.4 W/Eingang

-

Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -

Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz


ABB 41

Tabelle 8. BIM - Binäreingangsmodul mit erweiterten Impulszählerfähigkeiten




RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %



-

Zähler-Eingangsfrequenz max. 10 Impulse/s -

Symmetrische Zählereingangsfrequenz max. 40 Impulse/s -

Flattersperre Blockierung einstellbar 1–40 HzFreigabe einstellbar 1-30 Hz

Tabelle 9. IOM- Binäres Ein-/Ausgangsmodul




RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %RL ± 20 %



-


42 ABB

Tabelle 10. IOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)

Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais Schnelle Signalrelais (paralle-les Reed-Relais)

Binärausgänge 10 2

Max. Systemspannung 250 V AC, DC 250 V AC, DC

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms 800 V DC

StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s

8 A10 A

8 A10 A

Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0.2 s1.0 s

30 A10 A

0.4 A0.4 A

Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos φ >0.4 250 V/8.0 A 250 V/8.0 A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

48 V/1 A110 V/0.4 A125 V/0.35 A220 V/0.2 A250 V/0.15 A

Maximale kapazitive Last - 10 nF

Tabelle 11. SOM - Statisches Ausgangsmodul (Referenzstandard: IEC 61810-2): Statische Binärausgänge

Funktion oder Menge Statische Auslöse-Binärausgänge

Bemessungsspannung 48 - 60 VDC 110 - 250 VDC

Anzahl der Ausgänge 6 6

Offener Impedanzstatus ~300 kΩ ~810 kΩ

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min Keine galvanische Trennung Keine galvanische Trennung

Strombelastbarkeit:

kontinuierlich 5A 5A

1,0 s 10A 10A

Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitivenLast von 0,2 μF:

0,2 s 30A 30A

1,0 s 10A 10A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤40 ms

48V/1A 110V/0,4A

60V/0,75A 125V/0,35A

220V/0,2A

250V/0,15A

Schaltzeit <1 ms <1 ms


ABB 43

Tabelle 12. SOM, Statisches Ausgangsmodul - Daten (Referenzstandard: IEC 61810-2): Elektromechanische Relaisausgänge

Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais

Max. Systemspannung 250V AC/DC

Anzahl der Ausgänge 6

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 Min 1000V rms

Strombelastbarkeit:

kontinuierlich 8A

1,0 s 10A

Einschaltvermögen bei der maximalen kapazitiven Last von 0,2 μF:

0,2 s 30A

1,0 s 10A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R ≤ 40 ms 48V/1A

110V/0,4A

125V/0,35A

220V/0,2A

250V/0,15A

Tabelle 13. BOM - Binärausgangsmodul-Kontaktdaten (Referenzstandard: IEC 61810-2)

Funktion oder Menge Auslöse- und Signalrelais

Binärausgänge 24

Max. Systemspannung 250 V AC, DC

Prüfspannung über offenen Kontakt, 1 min 1000 V rms

StrombelastbarkeitKontinuierlich1 s

8 A10 A

Einschaltvermögen bei induktiver Last mit L/R> 10 ms0,2 s1,0 s

30 A10 A

Ausschaltvermögen für Wechselspannung, cos j>0,4 250 V/8,0 A

Ausschaltvermögen für Gleichspannung mit L/R < 40 ms 48 V/1 A110 V/0,4 A125 V/0,35 A220 V/0,2 A250 V/0,15 A

Einflussfaktoren

Tabelle 14. Einfluss von Temperatur und Luftfeuchte

Parameter Referenzwert Bemessungsbereich Einfluss

Umgebungstemperatur, Arbeits‐wert

+20 °C -10 °C bis +55 °C 0,02 %/°C

Relative LuftfeuchteArbeitsbereich

10%-90%0%-95%

10%-90% -

Lagerungstemperatur -40 °C bis +70 °C - -


44 ABB

Tabelle 15. Einfluss der Hilfs-Versorgungsgleichspannung auf die Funktionalität während des Betriebs

Abhängigkeit von Referenzwert Innerhalb des Be-messungsbereichs

Einfluss

Welligkeit, in Versorgungsgleichspan‐nungArbeitsbereich

max. 2 %Vollwellengleich‐gerichtet

15 % von EL 0.01% /%

Hilfsspannungs-Abhängigkeit, Arbeits‐wert

± 20 % von EL 0.01% /%

Unterbrechung Hilfsgleichspannung

24-60 V DC ± 20 %90-250 V DC ± 20 %

Unterbrechungsin‐tervall0–50 ms

Keine Wiedereinschaltung

0–∞ s Korrektes Verhalten bei Abschaltung

Wiedereinschal‐tungszeit

<180 s

Tabelle 16. Frequenzeinfluss (Referenzstandard: IEC 60255–1)

Abhängigkeit von Innerhalb des Bemessungsbereichs Einfluss

Frequenzabhängigkeit, Arbeitswert fr ± 2,5 Hz für 50 Hzfr ± 3,0 Hz für 60 Hz

± 1,0 % / Hz

Oberschwingungsabhängigkeit (20 % Anteil) 2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ± 1.0%

Oberschwingungsabhängigkeit für hochohmigen Differentialschutz(10 % Inhalt)

2., 3. und 5. Oberschwingung von fr ±5.0%


ABB 45

Typentests gemäß den Standards

Tabelle 17. Elektromagnetische Verträglichkeit

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandards

1 MHz Störgrößen 2,5 kV IEC 60255-22-1

Immunitätstest für 100 kHz langsam gedämpfte, schwingende Wellen 2,5 kV IEC 61000-4-18, Klasse III

Ring-Wellen-Immunitätstest, 100 kHz 2-4 kV IEC 61000-4-12, Klasse IV

Stoßspannungs-Widerstandstest 2,5 kV, schwingend4,0 kV, schnell transient

IEEE/ANSI C37.90.1

Elektrostatische EntladungDirekte AnwendungIndirekte Anwendung

15 kV Luftentladung8 kV Kontaktentladung8 kV Kontaktentladung

IEC 60255-22-2, Klasse IV IEC 61000-4-2, Klasse IV



IEEE/ANSI C37.90.1

Schnelle transiente Störgrößen 4 kV IEC 60255-22-4, Klasse A

Störfestigkeitsprüfung gegen Stoβspannungen 1-2 kV, 1,2/50 msenergiereich

IEC 60255-22-5

Netzfrequente Störgrößen 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-22-7, Klasse A

Leitungsgeführter Gleichtakt Immunitätstest 15 Hz-150 kHz IEC 61000-4-16, Klasse IV

Magnetfelder mit energietechnischen Frequenzen 1000 A/m, 3 s100 A/m, and.

IEC 61000-4-8, Klasse V

Test für gedämpftes schwingendes Magnetfeld 100 A/m IEC 61000-4-10, Klasse V

Elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz 1,4-2,7 GHz

IEC 60255-22-3

Elektromagnetische Felder 35 V/m26-1000 MHz

IEEE/ANSI C37.90.2

Leitungsgeführte Störgrößen 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-22-6

Gestrahlte Störaussendung 30-1000 MHz IEC 60255-25

Leitungsgeführte Störaussendung 0,15-30 MHz IEC 60255-25

Tabelle 18. Isolierung

Test Typprüfungs-Werte Referenzstandard

Spannungsprüfung 2,0 kV AC, 1 min. IEC 60255-5

Stoßspannungsprüfung 5 kV, 1,2/50 ms, 0,5 J

Isolationswiderstand >100 MW bei 500 VDC


46 ABB

Tabelle 19. Umgebungsbedingungs-Prüfungen


Kälteprüfung Test Ad für 16 h bei -25°C IEC 60068-2-1

Lagerprüfung Test Ad für 16 h bei -40°C IEC 60068-2-1

Trockenhitzeprüfung Test Bd für 16 h bei +70°C IEC 60068-2-2

Stationäre feuchte Wärmeprüfung Test Ca über 4 Tage bei +40 °C und einer Feuchtigkeit von 93 % IEC 60068-2-78

Zyklische feuchte Wärmeprüfung Test Db für 6 Zyklen bei +25 bis +55 °C und einer Feuchtigkeit von 93bis 95 % (1 Zyklus = 24 Stunden)

IEC 60068-2-30

Tabelle 20. CE-Konformität

Test Gemäß

Störfestigkeit EN 50263

Abstrahlung EN 50263

Niederspannungsrichtlinie EN 50178

Tabelle 21. Mechanische Prüfungen


Vibration-Reaktionsprüfung: Klasse II IEC 60255-21-1

Vibration-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-1

Stoßreaktionsprüfung: Klasse II IEC 60255-21-2

Stoß-Widerstandsprüfung Klasse I IEC 60255-21-2

Aufprallprüfung Klasse I IEC 60255-21-2

Erdbebensicherheitsprüfung Klasse II IEC 60255-21-3


ABB 47

Einspeiseausrüstung

Tabelle 22. Elektromagnetische Verträglichkeitsprüfungen


1 MHz Störgrößen 2,5 kV IEC 60255-22-1

Immunitätstest für 100 kHz langsam gedämpfte, schwingende Wellen 2,5 kV IEC 61000-4-18, Klasse III

Stoßspannungs-Widerstandstest 2,5 kV, schwingend4,0 kV, schnell transient

IEEE/ANSI C37.90.1



IEC 60255-22-2, Klasse IV IEC 61000-4-2, Klasse IV



IEEE/ANSI C37.90.3

Störfestigkeitstest gegen schnelle transiente elektrische Störgröβen 4 kV IEC 60255-22-4, Klasse A

Störfestigkeitsprüfung gegen Stoβspannungen 1-2 kV, und 2-4 kV, 1,2/50 µsEnergiereich

IEC 60255-22-5

Netzfrequente Störgrößen 150-300 V, 50 Hz IEC 60255-22-7, Klasse A

Magnetfelder mit energietechnischen Frequenzen 1000 A/m, 3 s100 A/m, and.

IEC 61000-4-8, Klasse 5

Test der Störfestigkeit gegen hochfrequente elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz1,4-2,7 GHz

IEC 60255-22-3

Test der Störfestigkeit gegen hochfrequente elektromagnetische Felder 20 V/m, 80-1000 MHz IEEE/ANSI C37.90.2

Test der leitungsgeführten Störgrößen in elektromagnetischen Feldern 10 V, 0,15-80 MHz IEC 60255-22-6

Überbrückungszeit bei Spannungseinbrüchen und Kurzunterbrechungen Dips:40 %/200 ms70 %/500 msUnterbrechungen:0 bis 50 ms: Keine Wiederein‐schaltung0… ∞ s: Korrektes Verhaltenbeim Stromausfall

IEC 60255-11

Gestrahlte Störaussendung 30-1000 MHz IEC 60255-25

Leitungsgeführte Störaussendung 0,15-30 MHz IEC 60255-25

Tabelle 23. Isolierungstests, REX060, REX062 und REG670


Spannungsprüfung 2,0 kV AC, 1 min IEC 60255-5

Stoßspannungsprüfung 5,0 kV, 1,2/50 µs, 0,5 J IEC 60255-5

Isolationswiderstand >100 MΩ bei 500V DC IEC 60255-5


48 ABB

Tabelle 24. Isolierungstests, REX061


Spannungsprüfung 7,48 kV DC, 1 min (An‐schluss an Rotor) 2,8 kV DC, 1 min

IEEE 421.3 IEC 60255-5

Stoßspannungsprüfung 12,0 kV, 1,2/50 µs, 0,5 J (An‐schlüsse an Rotor) 5,0 kV, 1,2/50 µs, 0,5 J

IEC 60664-1 IEC 60255-5

Isolationswiderstand >100 MΩ bei 500V DC IEC 60255-5

Tabelle 25. Mechanische Prüfungen

Test Referenzstandards Anforderungen

Vibration-Reaktionsprüfung: IEC 60255-21-1 Klasse 2

Vibration-WiderstandsprüfungREG670 und REX060REX061 und REX062

IEC 60255-21-1 Klasse 1Klasse 2

Stoßreaktionsprüfung: IEC 60255-21-2 Klasse 2

Stoß-WiderstandsprüfungREG670 und REX060REX061 und REX062


AufprallprüfungREG670 und REX060REX061 und REX062


ErdbebensicherheitsprüfungREG670 und REX060REX061 und REX062

IEC 60255-21-3 Klasse 2Klasse 2, erweitert

Tabelle 26. Klimabeanspruchung


KälteprüfungFunktionLagerung

16 h bei -25°C16 h bei -40°C

IEC 60068-2-1

TrockenhitzeprüfungFunktionLagerung

16 h bei +70°C16 h bei +85°C

IEC 60068-2-2

Zyklische trockene WärmeprüfungGleichförmig Zyklisch

240 h bei +40°CFeuchtigkeit 93 %6 Zyklen bei +25 bis +55°CFeuchtigkeit 93-95 %

IEC 60068-2-78IEC 60068-2-30

Tabelle 27. Einfluss der Versorgungsgleichspannung

Test Typprüfungs-Werte Einfluss

Hilfsspannungs-Abhängigkeit, Arbeitswert ±20 % von EL 0,01 % /°C

Welligkeit in Versorgungsgleichspannung, Aus‐lösewert

15 % von EL 0,01 % /°C


ABB 49

Tabelle 28. Temperatureinfluss

Test Typprüfungs-Werte Einfluss

Umgebungstemperatur, Arbeitswert -25 °C bis +55 °C 0,01 % /°C

Lagerungstemperatur -40 °C bis +85 °C -

Tabelle 29. Schutzgrad

Beschreibung Werte

REX060VorderseiteAngebaute Schalttafel, vornRückseite, Anschlussklemmen

IP40IP54IP20

REX061 und REX062Vorne und SeiteBoden

IP41IP20


50 ABB

Differentialschutz

Tabelle 30. Einführung Generator-Differentialschutz GENPDIF

Funktion Bereich oder Wert Genauigkeit

Rückfallverhältnis > 95% -

Nichtstabilisierter Differentialstromgrenzwert (1-50) p.u. von IBase ± 2,0 % des Sollwerts

Basisempfindlichkeit (0,05–1,00) p.u. vonIBase

± 2,0 % von Ir

Blockierung durch zweite Oberschwingung (0,02–0,2) p.u. von IBa‐se

± 1,0 % von Ir

Auslösezeit, stabilisierte Funktion 25 ms typischerweisebei 0 bis 2 x Sollwert

-

Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 20 ms typischerweisebei 2 bis 0 x Sollwert

-

Auslösezeit, nichtstablisierte Funktion 12 ms typischerweisebei 0 bis 5 x Sollwert

-

Rückfallzeit, nichtstablisierte Funktion 25 ms typischerweisebei 5 bis 0 x Sollwert

-

Ansprechzeit, nichtstablisierte Gegenstrom‐funktion

15 ms typischerweisebei 0 bis 5 x eingestell‐tes Level

-

Kritische Impulsdauer, nichtstablisierteFunktion

2 ms typischerweisebei 0 bis 5 x eingestell‐tes Level

-


ABB 51

Tabelle 31. Transformatordifferentialschutz T2WPDIF, T3WPDIF


Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von Ir für I > Ir

Rückfallverhältnis >95% -

Nichtstabilisierter Differnzialstromgrenzwert (100-5000)% vonIBasean Hochspannungs‐wicklung

± 1,0 % des eingestellten Wertes

Basisempfindlichkeit (10-60) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Blockieren durch die 2. Oberschwingung (5,0-100,0) % vonGrund- Differentialstrom

± 2,0 % von Ir

Blockieren durch 5. Oberschwingung (5,0-100,0) % vonGrund- Differentialstrom

± 5,0 % von Ir

Anschlussart für jede der Wicklungen Y oder D -

Phasenverschiebung zwischen Hochspan‐nungswicklung, W1 und jeder der Wicklun‐gen, w2 und w3. (drehende Schaltgruppe)

0–11 -

Auslöse, stabilisierte Funktion 25 ms typischerweisebei 0 bis 2 x Ib

-

Rückfallzeit, stabilisierte Funktion 20 ms typischerweisebei 2 bis 0 x Ib

-

Auslöse, nichtstabilisierte Funktion 12 ms typischerweisebei 0 bis 5 x Ib

-

Rückfallzeit, nichtstabilisierte Funktion 25 ms typischerweisebei 5 bis 0 x Ib

-

Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweisebei 0 bis 5 x Ib

-

Tabelle 32. Selektiver Erdfehlerschutz, niederohmig REFPDIF


Betriebseigenschaften Anpassungsfähig ± 1,0 % von Ir für I < IBase± 1,0 % von I für I > IBase


Basisempfindlichkeit (4,0-100,0) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Gerichtete Charakteristik Festgesetzte 180 Grad oder ± 60bis ± 90 Grad

± 2.0 Grad

Auslösezeit, Auslösefunktion 20 ms typischerweise bei 0 bis10 x IdMin

-

Rückfallzeit, Auslösefunktion 25 ms typischerweise bei 10 bis0 x IdMin

-

Blockieren durch 2. Oberschwin‐gung

(5.0-100.0)% der Grundlage ± 2,0 % of IrBase


52 ABB

Tabelle 33. Einsystemiger Hochimpedanz-Differentialschutz HZPDIF


Ansprechspannung (20-400) VI=U/R

± 1,0 % von Ir


Maximale kontinuierliche Spannung U>Auslöse2/Reihenwiderstand ≤200 W -

Auslösezeit 10 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -

Rückfallzeit 90 ms typischerweise bei 10 bis 0 x Ud -

Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Ud -


ABB 53

Impedanzschutz

Tabelle 34. Mehrsystemiger Distanzschutz, Mho Kennlinien ZMHPDIS


Anzahl der Zonen mit einstellba‐ren Richtungen

3 mit wählbarer Richtung -

Minimaler Ansprechstrom (10–30)% von IBase -

Mitsystemimpedanz, Leiter–Erde-Schleife

(0.005–3000.000) W/Leiter ± 2.0% statische GenauigkeitBedingungen:Spannungsbereich: (0.1-1.1) x Ur

Strombereich: (0.5-30) x IrWinkel: bei 0 Grad und 85 Grad

Mitsystemimpedanz Kurve, Lei‐ter–Erde-Schleife

(10–90) Grad

Betrag der Gegenkopplungsim‐pedanz, Leiter–Erde-Schleife

(0.005–3000.000) Ω/Leiter

Betrag des Erdkompensations‐faktors KN

(0.00–3.00)

Kurve für Erdkompensationsfak‐tor KN

(-180–180) Grad

Dynamische Überreichweite <5 % bei 85 Grad gemessenmit CVT's und 0.5<SIR<30

-

Zeitglied (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Auslösezeit 20 ms typischerweise (mit sta‐tischen Ausgängen)

-

Rückfallverhältnis 105% typischerweise -

Rückfallzeite 30 ms typischerweise -

Tabelle 35. Polschlupfschutz PSPPPAM


Impedanzreichweite (0,00–1000,00) % von Zbase ± 2,0 % von Ur/Ir

Charakteristischer Winkel (72.00-90.00) Grad ±5.0 Grad

Start- und Auslösewinkel (0.0-180.0) Grad ±5.0 Grad

Zone 1 und Zone 2 Auslösezähler (1-20) -

Tabelle 36. Untererregungsschutz LEXPDIS


X Verschiebung des Mho Spitzen‐punkts

(–1000,00–1000,00) % von ZBase ± 2,0% von Ur/Ir

Durchmesser des Mho-Kreises (0,00-3000,00) % von ZBase ± 2,0% von Ur/Ir

Zeitverzögerung (0.00-6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms


54 ABB

Tabelle 37. ROTIPHIZ technische Daten


Fehlerimpedanzempfindlichkeit Erfassbar 500 kΩ

Typischerweise 50 kΩ

Einspeisungsfrequenz (75,000 - 250,000) Hz ± 0,1 Hz

Auslösegrenzwert des Fehlerwiderstands (100 - 100000)Ω 5 % von 1 kΩ bei Rf ≤ 1 kΩ5 % des Einstellwerts bei 1 kΩ < Rf ≤ 20 kΩ10 % des Einstellwerts bei Rf > 20 kΩ

Alarmgrenzwert des Fehlerwiderstands (100 - 1000000)Ω 5 % von 1 kΩ bei Rf ≤ 1 kΩ5 % von 10 kΩ bei 1 kΩ < Rf ≤ 20 kΩ10 % des Einstellwerts bei 20 kΩ < Rf ≤ 200 kΩ

Auslösezeit, Start 1,00 s typischerweise -

Verzögerung, Auslösung 2,00 s typischerweise -

Alarmverzögerung (0,00 - 600,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tabelle 38. STTIPHIZ - technische Daten


Fehlerimpedanzempfindlichkeit Erfassbar bei stabilem Betriebszu‐stand der Maschine

50 kΩ

Typischerweise 10 kΩ

Einspeisefrequenz (50,000 - 250,000) Hz ± 0,1 Hz

Auslösegrenzwert des Fehlerwiderstands (100 - 10000)Ω ±5 % von 1 kΩ bei Rf ≤ 1 kΩ±10 % des Einstellwerts bei Rf > 1 kΩ

Alarmgrenzwert des Fehlerwiderstands (100 - 100000)Ω ±5 % von 1 kΩ bei Rf ≤ 1 kΩ±10 % von 10 kΩ bei 1 kΩ < Rf ≤ 10 kΩ±50 % des Einstellwerts bei Rf > 10 kΩ

Auslösezeit, Start 1,00 s typischerweise -

Verzögerung, Auslösung 2,00 s typischerweise -

Alarmverzögerung (0,00 - 600,00) s ± 0,5 % ± 10 ms


ABB 55

Stromschutz

Tabelle 39. Unverzögerter Leiter-Überstromschutz PHPIOC


Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir


Ansprechzeit 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -




Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -

Tabelle 40. Vierstufen-Leiter-Überstromschutz OC4PTOC

Funktion Einstellbereich Genauigkeit

Ansprechstrom (1-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir± 1.0% von I bei I > Ir


Freigabestrom für Richtungsver‐gleich

(1-100) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I ≤ Ir±1,0 % von I bei I > Inr

Maximaler Winkel der Vorwärts‐richtung

(40.0–70.0) Grad ± 2.0 Grad

Minimaler Winker der Vorwärts‐richtung

(75.0–90.0) Grad ± 2.0 Grad

Blockierung 2. Oberschwingung (5–100)% von Grundfrequenz ±2.0% von Ir

Unabhängige Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0,5 % ±10 ms

Minimale Auslösezeit (0.000-60.000) s ± 0,5 % ±10 ms

Abhängige Kennlinien, siehe Ta‐belle 101, Tabelle 102 und Tabel‐le 103

19 Kurventypen Siehe Tabelle 101, Tabelle 102und Tabelle 103

Auslösezeit, Anregefunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Anregefunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -


Impulsbereichszeit 15 ms typischerweise -


56 ABB

Tabelle 41. Unverzögerter Erdfehlerschutz EFPIOC


Ansprechstrom (1-2500)% von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir







Kritische Impulsdauer 2 ms typischerweise bei 0 bis 10 10 x Iset -

Transienter Fehler < 5% bei t = 100 ms -

Tabelle 42. Vierstufiger Erdfehlerschutz EF4PTOC


Ansprechstrom (1-2500) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir


Freigebestrom für den Richtungs‐vergleich

(1–100) % von lBase ± 1,0 % oder Ir

Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms

Inverse Kennlinien, siehe Tabel‐le 101, Tabelle 102 und Tabel‐le 103


Stabilisierung bei der zweitenOberschwingung

(5-100) % oder fundamental ± 2,0 % oder Ir

Relais typischer Winkel (-180 to 180) Grad ±2,0 Grad

Minimale polarisierende Span‐nung

(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Minimaler polarisierende Strom (1-30) % von IBase ±0,25% von Ir

Real-Teil der Quellimpedanz auslaufender Polarisation

(0,50-1000,00) W/Leiter -

Imaginär-Teil der Quellimpedanzaus laufender Polarisation

(0,50-3000,00) W/Leiter -

Anregezeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -




ABB 57

Tabelle 43. Vierstufiger Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) NS4PTOC


Auslösewert, Gegensystem‐strom, Stufe 1-4

(1-2500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± ± 1,0 % von I bei I > Ir


Zeitglied (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms



Minimaler Auslösestrom für Stufe1 - 4

(1,00 - 10000,00) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I < Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Auslösewert, Gegensystemstromfür Richtungsstabilisierung

(1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Charakteristischer Winkel desRelais

(-180 bis 180) Grad ± 2,0 Grad

Minimale Polarisierungsspan‐nung

(1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Minimaler Polarisierungsstrom (2-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Realteil des zur Strompolarisati‐on im Gegensystem verwende‐ten Impedanzwinkels

(0,50-1000,00) W/Leiter -

Imaginärteil des zur Strompolari‐sation im Gegensystem verwen‐deten Impedanzwinkels

(0,50–3000,00) W/Leiter -

Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0.5 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0,5 x Iset -

Kritische Impulsdauer, Anre‐gefunktion

10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Impulsbereichszeit, Anregefunkti‐on

typischerweise 15 ms -

Transiente Überreichweite <10 % bei τ = 100 ms -


58 ABB

Tabelle 44. Empfindlicher gerichteter Erdfehlerstrom- und Leistungsschutz SDEPSDE


Ansprechwert für 3I0·cosj gerich‐teter Erdfehlerüberstrom

(0,25-200,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(2,5-10) mA(10-50) mA

± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA±1,0 mA

Anregezeit für 3I0·3U0 · cosj ge‐richtete Nullleistung

(0,25-200,00) % von SBase Bei niedriger Einstellung:(0,25-5,00) % von SBase

± 1,0 % von Sr bei S £ Sr

± 1,0 % von S bei S > Sr

± 10% des eingestellten Wertes

Ansprechwert für 3I0 und j Erd‐fehlerüberstrom


± 1,0 % von Ir bei £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA±1,0 mA

Ansprechwert für ungerichtetenÜberstrom

(1,00-400,00) % von lBase Bei niedriger Einstellung:(10-50) mA

± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ± 1,0 mA

Ansprechwert für ungerichteteErdfehlerüberspannung

(1,00-200,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U£Ur

± 0,5 % von U bei U > Ur

Freigabe Erdfehlerstrom für allegerichteten Modi


± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir ±0,5 mA± 1,0 mA

Freigabe Nullspannung für allegerichteten Modi

(0,01-200,00) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U£Ur



Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms



Charakteristischer Winkel desRelais RCA

(-179 bis 180) Grad ± 2,0 Grad

Charakteristischer Winkel desRelais ROA

(0-90) Grad ± 2,0 Grad

Anregezeit, ungerichteter Erdfeh‐lerüberstrom


Rückfallzeit, ungerichteter Erd‐fehlerüberstrom


Anregezeit, Start funktion 150 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Rückfallzeit, Start funktion 50 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -


ABB 59

Tabelle 45. Thermischer Überlastschutz, zwei Zeitkonstanten TRPTTR


Referenzstrom 1 und 2 (30–250) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Auslösezeit:

2 2

2 2ln p

b

I It

I It

æ ö-ç ÷= ×ç ÷-è ø

EQUATION1356 V1 DE (Gleichung 1)

I = Igemessen

Ip = Strom vor dem Auftreten ei‐ner ÜberlastZeitkonstante τ = (1-500) Minuten

IEC 60255-8, Klasse 5 + 200 ms

Alarmstufe 1 und 2 (50–99)% des Wärmeinhaltsaus‐lösungswertes

± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung

Auslösestrom (50–250) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Rückfalltemperatur (10-95)% der Wärmeinhaltsaus‐lösung

± 2,0 % der Wärmeinhaltsauslösung

Tabelle 46. Schalterversagerschutz CCRBRF


Ansprech-Leiterstrom (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis, Leiterstrom > 95% -

Ansprech-Erdfehlerstrom (2-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Rückfallverhältnis, Nullstrom > 95% -

Ansprechwert für Blockierung der LS-Stellungabfrage (5-200) % von lBase ± 1,0 % von Ir bei I £ Ir± 1,0 % von I bei I > Ir


Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 %± 10 ms

Ansprechzeit für Stromerkennung 10 ms typischerweise -

Rückfallzeit für Stromerkennung 15 ms maximal -

Tabelle 47. Polgleichlaufüberwachung CCRPLD


Auslösestrom (0–100) % von IBase ±1,0 % von Ir

Zeitverzögerung (0.000–60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


60 ABB

Tabelle 48. Gerichteter Unterleistungsschutz GUPPDUP


Leistung-Ansprechwert (0,0-500,0) % von SBase Bei niedriger Einstellung:(0,5-2,0) % von SBase(2,0-10) % von SBase

± 1,0 % von Sr bei S < Sr


± 50 % des eingestellten Werts± 20 % des eingestellten Werts

Kennlinienwinkel (-180,0-180,0) Grad 2 Grad

Zeitverzögerung (0,00-6000,00) s ± 5 % ± 10 ms

Tabelle 49. Gerichteter Überleistungsschutz GOPPDOP


Leistung-Ansprechwert (0.0-500.0)% von Sbase

Bei niedriger Einstellung:(0.5-2.0)% von Sbase

(2.0-10)% von Sbase

± 1,0 % von Sr bei S < Sr


< ± 50% des eingestellten Wertes< ± 20 % des eingestellten Wertes

Kennlinienwinkel (-180.0-180.0) Grad 2 Grad

Zeitverzögerung (0.00-6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tabelle 50. Gegensystem-Überstromschutz (Schieflastschutz) für Maschinen NS2PTOC


Auslösewert, Stufe 1 und 2, Schieflastschutz (3-500) % von IBase ± 1,0 % von Ir bei I < Ir± 1,0 % von I bei I > Ir

Rücksetzverhältnis, Stufe 1 und 2 >95% -

Auslösezeit, Anregezeit 20 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset

15 ms typischerweise bei 0 bis 10 x Iset

-

Rückfallzeit, Anregezeit 30 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Zeitcharakteristik Definit oder invers -

Inverse Zeitkennlinie Stufe 1, 2

2I t K=K = 1,0 - 99,0 Klasse 5 + 40 ms

Rückfallzeit, inverse Kennlinie Stufe 1, 2

2I t K=K = 0,01 - 20,00 Klasse 10 + 40 ms

Maximale Auslöseverzögerung, Stufe 1 AMZ (0,00-6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Minimale Auslöseverzögerung, Stufe 1 AMZ (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Zeitglied (0,00-6000,00) s ± 0,5 % ± 10 ms


ABB 61

Tabelle 51. Schutzfunktion gegen versehentliches Einschalten von Synchrongeneratoren AEGGAPC


Auslösewert, Überstrom (2-900) % von IBase ± 1,0 % von Ir mit I<Ir± 1,0 % von I bei I>Ir

Rückfallverhältnis, Überstrom >95% -

Störgrößenüberschreitung, Überstromfunktion <10 % bei τ = 100 ms -

Kritische Impulsdauer, Überstrom 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Impulsbereichszeit, Überstrom 10 ms typischerweise -

Auslösewert, Unterspannung (2-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U<Ur

± 0,5 % von U bei U>Ur

Kritische Impulsdauer, Unterspannung 10 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Impulsbereichszeit, Unterspannung typischerweise 15 ms -

Auslösewert, Überspannung (2-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U<Ur

± 0,5 % von U bei U>Ur

Zeitglied (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms


62 ABB

Spannungsschutz

Tabelle 52. Zwei Stufen Unterspannungsschutz UV2PTUV


Ansprechspannung, beide Stufen (1–100) % von UBase ± 0,5% von Ur

Absolute Hysterese (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Internes Blockierungslevel, beide Stufen (1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Spannungsabhängige Charakteristiken für beide Stufen, siehe Ta‐belle 105

- Siehe Tabelle 105

Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ±10 ms

Auslösezeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Auslösezeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Rückfallzeit , Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 1,2 bis 0,8 x Uset -


Tabelle 53. Zweistufiger Überspannungsschutz OV2PTOV


Ansprechspannung, beide Stufen (1-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur


Absolute Hysterese (0–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur



- Siehe Tabelle 104

Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Minimum Ansprechzeit, abhängige Charakteristiken (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Kritische Impulsdauer 10 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -



ABB 63

Tabelle 54. Zweistufiger Nullspannungsschutz ROV2PTOV


Ansprechspannung, beide Stufen (1-200) % von UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur


Absolute Hysterese (0–100)% of UBase ± 0,5 % von Ur bei U < Ur



- Siehe Tabelle 106

Unabhängige Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Zeitverzögerung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Ansprechzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis x Uset -

Rückfallzeit, Startfunktion 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -



Tabelle 55. Übererregungsschutz OEXPVPH


Ansprechwert, Anregung (100 - 180) % von (UBase/fNennwert) ± 0,5 % von U

Auslösewert, Alarm (50–120) % des Startlevel ± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur


Ansprechwert, hohes Level (100 - 200) % von (UBase/fNennwert) ± 0,5 % von U

Kurventyp IEEE oder nach Kundendefinition

2

(0.18 ):

( 1)k

IEEE tM

×=

-


wobei M = (E/f)/(Ur/fr)

Klasse 5 + 40 ms

Minimale Zeitverzögerung abhän‐gige Charakteristik

(0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Maximale Zeitverzögerung ab‐hängige Charakteristik

(0.00-9000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Alarmzeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Tabelle 56. Spannungsdifferentialschutz VDCPTOV


Spannungsdifferenz für Alarm-und Auslöse-Stufe

(0,0–100,0) % von UBase ± 0.5 % von Ur

Niederspannungspegel (0,0–100,0) % von UBase ± 0.5% von Ur

Zeitverzögerung (0.000-60.000) s ± 0.5% ± 10 ms


64 ABB

Tabelle 57. 100 % Stator-Erdfehler 3. Oberschwingung STEFPHIZ


Pegel für Grundfrequenz UN (95% Stator Erdschluß)

(1,0–50,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Drittes Oberschwingungsdiffe‐rentiallevel

(0,5–10,0) % von UBase ± 0,5% von Ur

Drittes Oberschwingungsdiffe‐rentialfeldlevel

(0,1–10,0) % von UBase ± 0,5% von Ur

Zeitverzögerung (0,020–60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Filtereigenschaften:GrundschwingungDritte Oberschwingung

Unterdrückung Dritter Ober‐schwingung bei 1–40Unterdrückung fundamentalerOberschwingung bei 1–40

-


ABB 65

Frequenzschutz

Tabelle 58. Unterfrequenzschutz SAPTUF


Ansprechwert Start funktion (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz

Ansprechzeit Start funktion 100 ms typischerweise -

Rückfallzeit Start funKtion 100 ms typischerweise -

Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Spannungsabhängige Zeitverzögerung

( )ExponentU UMin

t tMax tMin tMinUNom UMin

-= × - +

-é ùê úë û


U=Umeasured

Settings:UNom=(50-150)% von Ubase

UMin=(50-150)% von Ubase

Exponent=0,0-5,0tMax=0,000-60,000) stMin=0,000-60,000) s

Class 5 + 200 ms

Tabelle 59. Überfrequenzschutz SAPTOF


Ansprechwert, Start funktion (35,00-75,00) Hz ± 2,0 mHz bei sym‐metrischer Dreipha‐senspannung

Ansprechzeit, Start funktion 100 ms typischerweise bei fset -0,5 Hz bis fset

+0,5 Hz-

Rückfallzeit, Start funktion 100 ms typischerweise -

Ansprechzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5% ± 10 ms

Rückfallzeit, unabhängige Zeitfunktion (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tabelle 60. Frequenzänderungsschutz SAPFRC


Ansprechwert, Startfunktion (-10,00-10,00) Hz/s ± 10,0 mHz/s

Ansprechwert, internes Blockierungspegel (0-100) % von UBase ± 0,5 % von UV

Ansprechzeit, Startfunktion 100 ms typischerweise -


66 ABB

Multifunktionsschutz

Tabelle 61. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC


Messstromeingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, Ge‐gensystem, 3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L

-

Basisstrom (1 - 99999) A -

Messspannungseingang Leiter1, Leiter2, Leiter3, Mitsystem, -Ge‐gensystem, -3*Nullsystem, MaxL, MinL,UnsymmetrieL, Leiter1-Leiter2, Leiter2-Leiter3, Leiter3-Leiter1, MaxL-L, MinL-L,UnsymmetrieL-L

-

Basisspannung (0.05 - 2000.00) kV -

Ansprechwert Überstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 5000) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr

Ansprechwert Unterstrom, Stufe 1 und 2 (2 - 150) % von IBase ± 1,0 % von Ir für I < Ir± 1,0 % von I für l>lr

Unabhängige Zeitverzögerung (0.00 - 6000.00) s ± 0,5 % ± 10 ms

Ansprechzeit, Startfunktion Überstrom 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

RückfallzeitStartfunktion Überstrom 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Ansprechzeit, Start Unterstrom 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Iset -

Rückfallzeit Start Unterstrom 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Iset -

Siehe Tabelle 101 und Tabelle 102 Parameterbereiche für kundenspezifi‐sche Charakteristik Nr. 17:k: 0.05 - 999.00A: 0.0000 - 999.0000B: 0.0000 - 99.0000C: 0.0000 - 1.0000P: 0.0001 - 10.0000PR: 0.005 - 3.000TR: 0.005 - 600.000CR: 0.1 - 10.0

Siehe Tabelle 101 und Tabel‐le 102

Spannungspegel, ab dem Spannungsspeicher übernommen wird (0,0 - 5,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Ansprechwert Überspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 200,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U<Ur

± 0,5 % von U für U>Ur

Ansprechwert Unterspannung, Stufe 1 und 2 (2,0 - 150,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur für U<Ur


Ansprechzeit, Start Überspannung 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Rückfallzeit Start Überspannung 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Ansprechzeit, Start Unterspannung 25 ms typischerweise bei 2 bis 0 x Uset -

Rückfallzeit Start Unterspannung 25 ms typischerweise bei 0 bis 2 x Uset -

Spannungsgrenzbereich Ober- und Untergrenze, spannungsab‐hängige Charakteristik

(1,0 - 200,0) % von UBase ± 1,0 % von Ur für U<Ur



ABB 67

Tabelle 61. Allgemeiner Strom- und Spannungsschutz CVGAPC , Fortsetzung


Gerichtete Funktion Einstellbar: ungerichtet, vorwärts undrückwärts

-

Relais typischer Winkel (-180 bis +180) Grad ±2,0 Grad

Relais Auslösewinkel (1 to 90) Grad ±2,0 Grad

Rückfallverhältnis, Überstrom > 95% -

Rückfallverhältnis, Unterstrom < 105% -

Rückfallverhältnis, Überspannung > 95% -

Rückfallverhältnis, Unterspannung < 105% -

Übersstrom:



Unterstrom:



Überspannung:



Unterspannung:



Tabelle 62. Rotor-Erdfehlerschutz , basierend auf allgemeinem Strom- und Spannungsschutz (CVGAPC) sowie RXTTE4


Für Maschinen mit:

• Bemessungsfeldspannung bis 350 V DC -

• statischer Erreger mit Bemes‐sungsbetriebsspannung bis

700 V 50/60 Hz -

Spannungsversorgung 120 oder230 V

50/60 Hz -

Auslösung eines Erdfehlers mit‐tels Widerstand

Ca. 1–20 kΩ -

Einfluss der Oberschwingung aufdie Spannung im Gleichstromfeld

Geringfügiger Einfluss von 50 V,150 Hz oder 50 V, 300 Hz

-

Zugelassene Ableitungskapazität (1–5) μF

Zulässiger Wellen-Erdungswider‐stand

Maximal 200 Ω -

Schüt-Widerstand 220 Ω, 100 W, Platte 135 x 160mm

-


68 ABB

Sekundärsystem-Überwachung

Tabelle 63. Stromwandlerkreis-Überwachung CCSRDIF


Ansprechstrom (5-200) % von Ir ± 10,0 % von Ir bei I £ Ir± 10,0 % von I bei I > Ir

Blockierstrom (5-500)% von Ir ± 5,0 % von Ir bei I £ Ir± 5,0 % von I bei I > Ir

Tabelle 64. Spannungswandlerkreis-Überwachung SDDRFUF


Ansprechspannung, Nullsystem (1-100) % von UBase ± 1,0 % von UV

Ansprechstrom, Nullsystem (1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Ansprechspannung, Gegenssystem (1–100) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Ansprechstrom, Gegensystem (1–100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Pegel für die Änderung der Auslösespan‐nung

(1–100) % von UBase ± 5,0 % von Ur

Pegel für die Änderung des Ansprechstroms (1–100) % von IBase ± 5,0 % von Ir

Auslöse-Leiter-Erde-Spannung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von UV

Ansprech-Leiterstrom (1-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Auslösung spannungslose Leitung (1-100) % von UBase ± 0,5 % von UV

Auslösung stromlose Leitung (1-100) % von IBase ± 1,0 % von Ir

Ansprechwert, Startfunktion 25 ms typischerweise 1 bis 0 Uba‐se

-

Rückfallzeit, Startfunktion 35 ms typischerweise 0 bis 1 Uba‐se

-


ABB 69

Steuerung

Tabelle 65. Synchronisierung, Synchrocheck und Zuschaltüberprüfung SESRSYN


Phasenwinkeldifferenz, jline - jbus (-180 to 180) Grad -

Spannungsdifferenz, Ubus/Uline (0,40-25,000) % von UBaseBusund UBaseLIne

-

Max. Spannungsgrenzwert für Synchronisierung und Synchrocheck (50,0-120,0) % von UBaseBusund UBaseLIne

± 0,5 % von Ur bei U ≤ Ur


Rückfallverhältnis, Synchrocheck > 95% -

Frequenzdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (0,003-1,000) Hz ± 2,0 mHz

Phasenwinkeldifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (5,0-90,0) Grad ± 2,0 Grad

Spannungsdifferenzgrenze zwischen Sammelschiene und Leitung (0,02-0,5) p.u. ± 0,5 % von Ur

Zeitverzögerungsausgang für Synchrocheck (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Spannungsobergrenze für Zuschaltprüfung (50,0-120,0) % von UBaseBusund UBaseLIne



Rückfallbereich, Spannungsobergrenze > 95% -

Spannungsuntergrenze für Zuschaltprüfung (10,0-80,0) % von UBase ± 0,5 % von Ur

Rückfallbereich, Spannungsuntergrenze < 105% -

Maximalspannung für die Zuschaltung (50,0-180,0) % von UBaseBusund UBaseLIne



Zeitverzögerung für die Anregungsprüfung (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Ansprechzeit für den Synchrocheckfunktion 160 ms typischerweise -

Ansprechzeit für die Zuschaltprüfungsfunktion 80 ms typischerweise -


70 ABB

Logik

Tabelle 66. Auslöselogik SMPPTRC


Auslösevorgang 3-polig, 1/3-polig, 1/2/3-polig -

Minimale Auslöseimpulslänge (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Zeitglieder (0,000-60,000) s ± 0,5 % ± 10 ms

Tabelle 67. Konfigurierbare Logikblöcke

Logikblock Menge mit Zykluszeit Bereich oder Wert Genauigkeit

scnell mittel normal

LogicAND (UND) 60 60 160 - -

LogicOR (ODER) 60 60 160 - -

LogicXOR (EXKLU‐SIVE-ODER)

10 10 20 - -

LogicInverter(NICHT)

30 30 80 - -

LogicSRMemory(SR-SPEICHER)

10 10 20 - -

LogicRSMemory(RS-SPEICHER)

10 10 20 - -

LogicGate (GATTER) 10 10 20 - -

LogicTimer (ZEIT‐GLIED)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicPulseTimer (IM‐PULSZEITGLIED)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicTimerSet (EIN‐STELLBARES ZEIT‐GLIED)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

LogicLoopDelay(SCHLEIFENVER‐ZÖGERUNG)

10 10 20 (0.000–90000.000) s ± 0.5% ± 10 ms

Auslösematrixlogik 6 6 - - -

Boolesch 16 bis Inte‐ger

4 4 8 - -

Boolesch 16 bis Inte‐ger mit Logikknoten

4 4 8 - -

Integer bis Boolesch16

4 4 8 - -

Integer bis Boolesch16 mit Logikknoten

4 4 8 - -


ABB 71

Überwachung

Tabelle 68. Messungen CVMMXN


Frequenz (0,95-1,05) × fr ± 2,0 mHz

Spannung (0,1-1,5) ×Ur ±0,5 % von Ur bei U£Ur


Strom (0,2-4,0) × Ir ± 0,5 % von Ir bei I £ Ir± 0,5 % von I bei I > Ir

Wirkleistung, P 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir± 1,0 % von Sr bei S ≤ Sr


Bedingungen:0,8 x Ur < U < 1,2 Ur

0,2 x Ir < I < 1,2 Ir

Blindleistung, Q 0,1 x Ur< U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir < I < 4,0 x Ir

Scheinleistung, S 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir

Leistungsfaktor, cos (φ) 0,1 x Ur < U < 1,5 x Ur

0,2 x Ir< I < 4,0 x Ir± 0,02

Tabelle 69. Überwachung von mA-Eingangssignalen


mA-Messfunktion ± 5, ± 10, ± 20 mA0-5, 0-10, 0-20, 4-20 mA

± 0,1 % des eingestellten Wertes ± 0,005 mA

Max. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang

(-20,00 bis +20,00) mA

Min. Strom vom Messwertum‐former zum Eingang

(-20,00 bis +20,00) mA

Alarmpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA

Warnpegelfür Eingang (-20,00 bis +20,00) mA

Alarmhysterese für Eingang (0,0-20,0) mA

Tabelle 70. Ereigniszähler CNTGGIO


Zählerwert 0-10000 -

Max. Zählgeschwindigkeit 10 Impulse/s -


72 ABB

Tabelle 71. Stördatenaufzeichnung DRPRDRE


Vor-Fehler-Zeit (0.05–9,90) s -

Nach-Fehler-Zeit (0,1–10,0) s -

>Zeitgrenze (0.5–10,0) s -

Maximale Anzahl von Aufzeichnungen 100, FIFO-Verfahren -

Auflösung der Absolutzeiterfassung 1 ms Siehe Tabelle 97

Maximale Anzahl von Analogeingängen 30 + 10 (externe + intern abge‐leitete)

-

Maximale Anzahl von Binäreingängen 96 -

Maximale Anzahl von Zeigern im Auslösewert-Aufzeichnungsgerät pro Aufzeich‐nung

30 -

Maximale Anzahl von Angaben in einer Stördatenaufzeichnung 96 -

Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisaufzeichnung pro Aufzeichnung 150 -

Maximale Anzahl von Ereignissen in der Ereignisliste 1000, Ringpuffer (FIFO) -

Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3.4 s Aufzeichnungsdauer und maximaleAnzahl von Kanälen, typischer Wert)

340 Sekunden (100 Aufnahmen)bei 50 Hz, 280 Sekunden (80 Auf‐nahmen) bei 60 Hz

-

Abtastrate 1 kHz bei 50 Hz1.2 kHz bei 60 Hz

-

Aufzeichnungsbandbreite (5-300) Hz -

Tabelle 72. Ereignisliste

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Anzahl von Ereignissen in der Lis‐te

1000

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängig von der Zeitsynchronisierung

Tabelle 73. Meldungen

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Zahl der Meldungen, die für eine einzige Störung angezeigt werden 96

Maximale Anzahl an aufgenommenen Störungen 100

Tabelle 74. Ereignisaufzeichnung

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Zahl der Ereignisse im Störbericht 150

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Auflösung 1 ms

Genauigkeit Abhängig von derZeitsynchronisierung


ABB 73

Tabelle 75. Störfallmesswertaufzeichnung

Funktion Wert

Speicherkapazität

Maximale Anzahl von Analogeingängen 30

Maximale Anzahl an Störberichten 100

Tabelle 76. Störschreiber

Funktion Wert

Speicherkapazität Maximale Anzahl von Analogeingängen 40

Maximale Anzahl von Binäreingängen 96

Maximale Anzahl von Störberichten 100

Maximale Gesamt-Aufzeichnungsdauer (3,4 s Aufzeichnungsdauer und ma‐ximale Anzahl von Kanälen, typischer Wert)

340 Sekunden (100 Aufnahmen) bei 50 Hz280 Sekunden (80 Aufnahmen) bei 60 Hz


74 ABB

Messung

Tabelle 77. Impulszählerlogik PCGGIO

Funktion Einstellbereich Genauigkeit

Eingangsfrequenz Siehe Binäreingangsmodul (BIM) -

Zeitzyklus für die Anzeige desZählwertes

(1–3600) s -

Tabelle 78. Energiemessung ETPMMTR


Energiemessung kWh Export/Import, kvarh Export/Import

Eingang vom MMXU. Kein Extrafehler bei stationärer Last


ABB 75

Stationskommunikation

Tabelle 79. IEC 61850-8-1 Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll IEC 61850-8-1

Kommunikationsgeschwindigkeit für die IEDs 100BASE-FX

Tabelle 80. LON Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll LON

Kommunikationsgeschwindigkeit 1,25 Mbit/s

Tabelle 81. SPA Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert

Protokoll SPA

Kommunikationsgeschwindigkeit 300, 1200, 2400, 4800, 9600, 19200 oder 38400 Bd

Slave - Nummer 1 bis 899

Tabelle 82. IEC 60870-5-103 Kommunikationsprotokoll

Funktion Wert


Kommunikationsgeschwindigkeit 9600, 19200 Bd

Tabelle 83. SLM – LON-Anschluss

Menge Bereich oder Wert

Optischer Anschluss Glas-Lichtwellenleiter (LWL): Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend

LWL, zulässige Dämpfung Glas-LWL: 11 dB (1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (10 m typischerweise *)

LWL-Durchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung

Tabelle 84. SLM – SPA/IEC 60870-5-103/DNP3 Anschluss


Optischer Anschluss Glas-LWL: Typ STKunststoff-LWL: Typ HFBR, einrastend

Lichtwellenleiter, zulässigeDämpfung

Glas-LWL: 11 dB (3000ft/1000 m typischerweise *)Kunststoff-LWL: 7 dB (24 3840cm/25 m typischerweise *)

Lichtwellenleiterdurchmesser Glas-LWL: 62.5/125 mmKunststoff-LWL: 1 mm

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung


76 ABB

Tabelle 85. Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul


Kommunikationsgeschwindigkeit 2400–19200 Baud

Anschlusstyp RS-485 6-poliger SteckerSofterdungs 2-Pol Verbinder

Tabelle 86. Duo Treiber Konfiguration DUODRV

Funktion Wert


Kommunikationsgeschwindigkeit 100 Base-FX


ABB 77

Kommunikation zur Gegenseite

Tabelle 87. Leitungsdaten-Kommunikationsmodul

Eigenschaften Bereich oder Wert

Typ des LDCM Kurzer Bereich(SR)

Mittlerer Bereich(MR)

Langer Bereich (LR)

Lichtwellenleiter-Typ GradientenindexMultimode62,5/125 µm oder50/125 µm

Singlemode 9/125 µm Singlemode 9/125 µm

Wellenlänge 850 nm 1310 nm 1550 nm

Optisches BudgetGradientenindex multimode 62.5/125mm, Gradientenindex multimode 50/125mm,

13 dB (typischerBereich etwa 3km *)9 dB (typischerBereich etwa 2km *)

22 dB (typischer Be‐reich 80 km *)

26 dB (typischer Bereich 110 km*)

Optischer Anschluss Typ ST Typ FC/PC Typ FC/PC

Protokoll C37.94 C37.94 Anwendung**)

C37.94 Anwendung **)

Datenübertragung Synchron Synchron Synchron

Übertragungsrate / Datenmenge 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s 2 Mb/s / 64 kbit/s

Taktquelle Intern oder abge‐leitet vom emp‐fangenen Signal

Intern oder abgeleitetvom empfangenenSignal

Intern oder abgeleitet vom emp‐fangenen Signal

*) je nach Berechnung der max. Streckendämpfung**) C37.94 original bestimmt nur für Multimodus; unter Verwendung des gleichen Sammlers und Datenformat wie C37.94


78 ABB

HardwareGerät

Tabelle 88. Gehäuse

Material Stahlblech

Frontplatte Stahlblechprofil mit Ausschnitt für HMI

Oberflächenbehandlung Aluzink vorbeschichteter Stahl

Endbearbeitung Hellgrau (RAL 7035)

Tabelle 89. Wasser- und Staubschutzgrad gemäß IEC 60529

Frontseite IP40 (IP54 mit Dichtungsstreifen)

Rückseite, Seiten, De‐cke und Boden

IP20

Tabelle 90. Gewicht

Gehäusegröße Gewicht

6U, 1/2 x 19” £ 10 kg

6U, 1/1 x 19” £ 18 kg

Anschlussystem

Tabelle 91. Strom-und Spannungswandler-Anschlüsse

Verbindertyp Nennspannung und -strom Maximaler Leiterquerschnitt

Ausführung für Schraubklemmen 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)2 x 2,5 mm2 (2 x AWG14)

Klemmenblöcke geeignet für Ringkabelschuh 250 V AC, 20 A 4 mm2 (AWG12)

Tabelle 92. Binäres E/A Anschlussystem

Verbindertyp Bemessene Spannung Maximaler Leiterquerschnitt

Schraubkompressionstyp 250 V AC 2,5 mm2 (AWG14)2 × 1 mm2 (2 x AWG18)

Klemmenblöcke geeignet für Ringanschlusstechnik 300 V AC 3 mm2 (AWG14)


ABB 79

Einspeiseausrüstungs-Hardware

Tabelle 93. Einspeiseeinheit REX060

Spezifikationen Werte

Gehäusegröße 6HE, 1/2 19”; 223,7 x 245 x 267 mm (B x T x H)

Gewicht 8,0 kg

Firmware 1p0r00, geladen im HMI und im Logikmodul

Tabelle 94. Kopplungskondensator REX061

Funktion Bereich oder Werte Genauigkeit

Für Maschinen mit:

• Bemessungsfeldspannung bis 800 V DC -

• statischer Erreger mit Bemessungsbet‐riebsspannung bis

1600 V 50/60 Hz -


Gehäusegröße 218 x 150 x 243 mm (B x T x H)

Gewicht 4,8 kg

Zusammenbau 6 x 5 mm-Schrauben (3 unten und 3 oben)

Tabelle 95. Nebenschlusswiderstand REX062


Gehäusegröße 218 x 150 x 243 mm (B x T x H)

Gewicht 4,5 kg

Zusammenbau 6 x 5 mm-Schrauben (3 unten und 3 oben)


80 ABB

Grundfunktionen des IED

Tabelle 96. Selbstüberwachung mit interner Ereignisliste

Daten Wert

Aufnahmeart Kontinuierlich, ereigniskontrolliert

Listengröße 1000 Ereignisse, FIFO

Tabelle 97. Zeitsynchronierung, Absolutzeiterfassung

Funktion Wert

Auflösung der Absolutzeiterfassung, Ereignisse und gesammelte Messwerte 1 ms

Absolutzeiterfassungsfehler mit Synchronisation einmal/Minute (minütliche Impulssynchronisierung), Ereignisseund gesammelte Messwerte

± 1.0 ms typischerweise

Absolutzeiterfassungsfehler mit SNTP Synchronisierung, gesammelte Messwerte ± 1.0 ms typischerweise

Tabelle 98. GPS-Zeitsynchronisierungsmodul (GTM)


Empfänger – ±1µs relatives UTC

Zeit zur zuverlässigen Zeitfreferenz mit Antenne in neu‐er Position oder nach einer Abschaltung länger als 1Monat

<30 Minuten –

Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber mehr als 48 Stunden

<15 Minuten –

Zeit zur zuverlässigen Zeitreferenz nach Abschaltungüber weniger als 48 Stunden

<5 Minuten –

Tabelle 99. GPS – Antenne und Kabel

Funktion Wert

Maximale Antennenkabeldämpfung 26 db @ 1.6 GHz

Antennenkabelimpedanz 50 ohm

Blitzschutz Muss extern angeboten werden

Antennenkabelanschluss SMA im EmpfängerendeTNC im Antennenende

Tabelle 100. IRIG-B

Menge Bemessungswert

Anzahl Kanäle IRIG-B 1

Anzahl Kanäle PPS 1

Elektrischer Anschluss IRIG-B BNC

Optischer Anschluss PPS und IRIG-B Typ ST

LWL-Typ 62.5/125 μm Multimodalfaser

Pulsweitenmoduliert 5 Vpp

Amplitudenmoduliert– niedriges Niveau– hohes Niveau

1-3 Vpp3 x niedriges Niveau, max. 9 Vpp


ABB 81

Stromabhängige Kennlinie

Tabelle 101. Inverse Zeitkennlinien, ANSI


Ansprechkurven:

( )1= + ×

-

æ öç ÷ç ÷è ø

P

At B k

I

EQUATION1249-SMALL V1 DE

Rücksetzkennlinie:

( )2 1= ×

-

trt kI


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt -

ANSI extrem invers A=28,2, B=0,1217, P=2,0 , tr=29,1 ANSI/IEEE C37.112,Klasse 5 + 40 ms

ANSI stark invers A=19,61, B=0,491, P=2,0 , tr=21,6

ANSI normal invers A=0,0086, B=0,0185, P=0,02, tr=0,46

ANSI mäßig invers A=0,0515, B=0,1140, P=0,02, tr=4,85

ANSI Langzeit extrem invers A=64,07, B=0,250, P=2,0, tr=30

ANSI Langzeit stark invers A=28,55, B=0,712, P=2,0, tr=13,46

ANSI Langzeit invers k= (0.05-999) in Stufen von 0.01A=0,086, B=0,185, P=0,02, tr=4,6


82 ABB

Tabelle 102. IEC Inverse Zeitkennlinien


Ansprechkurven:

( )1= ×

-


P

At k

I


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 -

Verzögerung bis inverse, IEC inverse (0.000-60.000) s ± 0,5 % der eingestelltenZeit ± 10 ms

IEC normal invers A=0.14, P=0.02 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms

IEC stark invers A=13.5, P=1.0

IEC invers A=0.14, P=0.02

IEC extrem invers A=80.0, P=2.0

IEC Kurzzeit invers A=0.05, P=0.04

IEC Langzeit invers A=120, P=1.0

Programmierbare EigenschaftenAnsprechkurven:

( )= + ×

-


P

At B k

I C


Rückfallkurven:

( )= ×

-PR

TRt k

I CR


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01A=(0.005-200.000) in Stufen von 0.001B=(0.00-20.00) in Stufen von 0.01C=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1P=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001TR=(0.005-100.000) in Stufen von 0.001CR=(0.1-10.0) in Stufen von 0.1PR=(0.005-3.000) in Stufen von 0.001

IEC 60255, Klasse 5 +40 ms


ABB 83

Tabelle 103. Inverse RI- und RD-Zeitkennlinien


Inverse RI-Zeitkennlinien

1

0.2360.339

= ×

-

t k

IEQUATION1137-SMALL V1 DE

I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms

Inverse logarithmische Kennlinie desTyps RD

5.8 1.35= - ×æ öç ÷è ø

tI

Ink


I = Imeasured/Iset

k = (0,05-999) in Schritten von 0,01 IEC 60255-3, Klasse 5 +40 ms

Tabelle 104. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Überspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt

Typ-C-Kurve:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U



Programmierbare Kurve:

×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegtA = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001


84 ABB

Tabelle 105. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Unterspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=< -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

UEQUATION1431-SMALL V1 DE

U< = Uset

U = UVmeasured

k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegt Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

4800.055

32 0.5

×= +

< -× -

<

æ öç ÷è ø

kt

U U

U


U< = Uset

U = Umeasured



×= +

< -× -

<

é ùê úê úê úæ öê úç ÷ë è ø û

P

k At D

U UB C

U


U< = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) in Schritten von 0,01 sofern nicht anders festgelegtA = (0,005-200,000) in Stufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stufen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufen von 0,1D = (0,000-60,000) in Stufen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stufen von 0,001


ABB 85

Tabelle 106. Stromabhängigkeitseigenschaften für den Nullüberspannungsschutz


Typ-A-Kurve:

=- >

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


U> = Uset

U = Umeasured

k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01

Class 5 +40 ms

Typ-B-Kurve:

2.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01

Typ-C-Kurve:

3.0

480

32 0.5 0.035

=×

- >× - -

>

æ öç ÷è ø

tk

U U

U


k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01


×= +

- >× -

>

æ öç ÷è ø

P

k At D

U UB C

U


k = (0,05-1,10) in Stufenvon 0,01A = (0,005-200,000) inStufen von 0,001B = (0,50-100,00) in Stu‐fen von 0,01C = (0,0-1,0) in Stufenvon 0,1D = (0,000-60,000) in Stu‐fen von 0,001P = (0,000-3,000) in Stu‐fen von 0,001


86 ABB

21. Bestellung

AnleitungUm eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten.Beachten Sie zu den möglichen Anwendungsfunktionen bitte die vorhandene Funktionen-Tabelle.PCM600 kann verwendet werden, um Änderungen bzw. Erweiterungen an der gelieferten werksseitigen Konfiguration des vorkonfigurierten Pro‐dukts vorzunehmen.

Um den vollständigen Bestellcode zu erhalten, setzen Sie bitte den Code gemäß dem nachstehenden Beispiel aus den Tabellen zusammen.Beispielcode: REG670*1.1-A20X00-X00-X0-A-B-A6-X0-CA-XD. Verwendung des Codes zu jeder Position 1 bis 12, angegeben als REG670*1-2 2-3 3 3 3 3-4 4-5-6-77-8-9 9 9-10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10-11 11 11 11 11 11-12 12

# 1 - 2 - 3 - 4 - 5 6 - 7 - 8 - 9 -REG670* - - - - - . - -

- 10 - 11 - 12- . -

Ste

llung

SOFTWARE #1 Hinweise und Regeln

Versionsnummer Versionsnr. 1.2

Auswahl für Position Nr. 1.

Konfigurationsalternativen #2 Hinweise und Regeln

Gen diff + backup 12 AI A20 Gen diff + backup 24 AI B30 Gen- und Blocktransformator Schutz 24 AI C30 ACT-Konfiguration ABB Standardkonfiguration X00 Auswahl für Position Nr. 2.

Software-Optionen #3 Hinweise und Regeln

Keine Option X00 Alle Felder im Bestellformularmüssen nicht ausgefüllt werden

Selektiver Erdfehlerschutz A01 Anmerkung: A01 nur für B30 Differentialschutz gegen hohe Impedanz - 3 Blöcke A02 Anmerkung: A02 nur für A20 Transformator Differentialschutz, 2 Wicklungen A31 Anmerkung: A31 nur für A20 Transformator Differentialschutz, 2 und 3 Wicklungen A33 Anmerkung: A33 nur für B30 Erkennung von Polschlupf B21 Empfindlicher Rotor-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert B31 100%ige Erdschlussschutzfunktion, einspeisungsbasiert B32 Sensitiver gerichteter Nullstrom- und Leistungsschutz C16 Vierstufiger gerichteter Überstromschutz für das Gegensystem - 1 Block C41 Anmerkung: C41 nur für A20 Vierstufiger gerichteter Überstromschutz für das Gegensystem - 2 Blöcke C42 Anmerkung: C42 nur für B30/C30 100% Stator E/F mit 3. Oberschwingung D21 Anmerkung: D21 nur für A20 Schaltgerätesteuerung 30 Objekte H09 Konfiguration Duo Treiber P01 Auswahl für Position 3

Dialogsprache erstes lokales HMI #4 Hinweise und Regeln

HMI-Sprache, Englisch IEC B1 HMI-Sprache, US-Englisch B2 Auswahl für Position Nr. 4.

Gehäuse #5 Hinweise und Regeln

1/2 x 19" Gehäuse A Anmerkung: Nur für A20 1/1 x 19" Gehäuse, 2 TRM-Steckplätze E Anmerkung: Only for B20 and C30 Auswahl für Position Nr. 5.


ABB 87

Einbaudetails mit Schutzart IP 40 von der Vorderseite #6 Hinweise und Regeln

Kein Einbausatz inbegriffen X 19” Rack-Montagesatz für 1/2 x 19” Gehäuse oder 2xRHGS6 oder RHGS12 A Anmerkung: Nur für A20 19” Rack-Montagesatz für 1/1 x 19” Gehäuse C Anmerkung: Only for B30 and C30 Wandmontagesatz D Anmerkung: Aufbaumontage bei

Kommunikationsmodulen mit Fa‐seranschluss (SLM, OEM,LDCM) nicht empfehlenswert

Montagesatz für Einbaumontage E Einbaumontagesatz + IP54 Montagesiegel F Auswahl für Position Nr. 6.

Anschlussart für Stromversorgung, Eingangs/Ausgangs- und Kommunikationsmodule #7 Hinweise und Regeln

Kompressionsverbindungsklemmen K Hilfsstromversorgung 24-60 - VDC A 90-250 - VDC B Auswahl für Position Nr. 7.

Mensch-Maschine-Hardwareschnittstelle #8 Hinweise und Regeln

Kleinformat - nur Text, IEC-Tastenfeldsymbole A Mittleres Format - grafische Darstellung, IEC-Tastenfeldsymbole B Mittleres Format - grafische Darstellung, ANSI-Tastenfeldsymbole C Auswahl für Position Nr. 8.

Anschlussart für Analogmodule #9 Hinweise und Regeln

Kompressionsverbindungsklemmen A Ringkabelschuh-Anschlüsse B Analogsystem Erstes TRM, 9I+3U 1A, 110/220V 3 Anmerkung: Nur für B30/C30 Erstes TRM, 9I+3U 5A, 110/220V 4 Anmerkung: Nur für B30/C30 Erstes TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Anmerkung: Nur für B30/C30 Erstes TRM, 7I+5U 1A, 110/220V 12 Anmerkung: Nur für A20 Erstes TRM, 7I+5U 5A, 110/220V 13 Anmerkung: Nur für A20 Erstes TRM, 6I, 5A+1I, 1A+5U, 50/60 Hz, 100/220V 14 Anmerkung: Nur für A20 Erstes TRM, 3I, 5A + 4I, 1A + 5U, 50/60 Hz, 100/220V 15 Anmerkung: Nur für A20 Kein zweites TRM enthalten X0 Anmerkung: B30 und C30 müs‐

sen ein zweites TRM enthalten. Zweites TRM, 9I+3U, 1A, 110/220V 3 Anmerkung: Nur für B30 Zweites TRM, 9I+3U, 5A, 110/220V 4 Anmerkung: Nur für B30 Zweites TRM, 5I, 1A+4I, 5A+3U, 110/220V 5 Anmerkung: Nur für B30 Zweites TRM, 6I+6U, 1A, 100/220V 6 Anmerkung: Nur für C30 Zweites TRM, 6I+6U, 5A, 100/220V 7 Anmerkung: Nur für C30 Auswahl für Position Nr. 9.


88 ABB

Platinen mit binärem Ein- und Ausgang, Synchronisation von mAund Zeit. Anmerkung: 1 BIM und 1 BOM enthalten.

#10 Hinweise und Regeln

BIM mit Einschaltstrom 50 mA sollte vorrangig gewählt werden. BIM mit Einschaltstrom 50 mA erfüllen zusätzliche Standards. Dadurch wird die EMC-Festig-keit weiter erhöht.BIM mit Einschaltstrom 30 mA ist weiterhin erhältlich.Für Impulszählung, z.B. kWh-Stromzählung, muss das BIM mit erweiterten Möglichkeiten zur Impulszählung verwendet werden.

Steckplatzposition (Rückansicht)

X31

X41

X51

X61

X71

X81

X91

X101

X111

X121

X131 Anmerkung: Max. 3 Positionen in

1/2 Rack und 11 in 1/1 Rack mit 2TRM

1/2 Gehäuse mit 1 TRM █ █ █ Anmerkung: Nur für A201/1 Gehäuse mit 2 TRM █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ █ Anmerkung: Nur für B30/C30 Keine Platte im Steckplatz X X X X X X X X X Binäres Ausgangsmodul 24 Ausgangsrelais (BOM) A A A A A A A A A A Anmerkung: Maximal 4 (BOM

+SOM+MIM) Platinen. BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 30 mA B B B B B B B B B B BIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 30 mA C C C C C C C C C C BIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 30 mA D D D D D D D D D D BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 30 mA E E E E E E E E E E BIM 16 Eingänge, RL24-30 VDC, 50 mA B

1 B

1B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

B1

BIM 16 Eingänge, RL48-60 VDC, 50 mA C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

C1

BIM 16 Eingänge, RL110-125 VDC, 50 mA D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

D1

BIM 16 Eingänge, RL220-250 VDC, 50 mA E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

E1

BIMp 16 Eingänge, RL24-30 VDC für Impulszählung F F F F F F F F F BIMp 16 Eingänge, RL48-60 VDC für Impulszählung G G G G G G G G G BIMp 16 Eingänge, RL110-125 VDC für Impulszählung H H H H H H H H H BIMp 16 Eingänge, RL220-250 VDC für Impulszählung K K K K K K K K K IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL24-30 VDC, 30 mA L L L L L L L L L IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL48-60 VDC, 30 mA M M M M M M M M M IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL110-125 VDC, 30 mA N N N N N N N N N IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL220-250 VDC, 30 mA p p p p p p p p p IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL24-30 VDC, 50 mA L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 L1 IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL48-60 VDC, 50 mA M

1M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

M1

IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL110-125 VDC, 50 mA N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

N1

IOM 8 Eingänge, 10+2 Ausgänge, RL220-250 VDC, 50 mA P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

P1

IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 24-30 VDC U U U U U U U U U IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 48-60 VDC V V V V V V V V V IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 110-125 VDC W W W W W W W W W IOM mit MOV 8 Eingängen, 10-2 Ausgang, 220-250 VDC Y Y Y Y Y Y Y Y Y mA Eingangsmodul MIM, 6 Kanäle R R R R R R R R R Kein MIM-Board in 1/2 Gehäuse SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 48-60 VDC T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 T1 SOM Statisches Ausgangsmodul, 12 Ausgänge, 110-250 VDC T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2 T2

Auswahl für Position Nr. 10.

Module für Fernkommunikation, DNP serielle Kommunikation und Zeitsynchronisa-tion

#11 Hinweise und Regeln


X312

X313

X302

X303

X322

X323

Verfügbare Steckplätze in 1/2-Gehäuse mit 1 TRM Anmerkung: Max 1 LDCM Verfügbare Steckplätze in 1/1 Gehäuse mit 2 TRM-Steckplätzen Anmerkung: Max 2 LDCM Keine Platine für die Fernkommunikation enthalten X X X X X X Optischer LDCM mit kurzer Reichweite A A A A A A Anmerkung: Max 2 LDCM (glei‐

cher oder anderer Typ) stehenzur Auswahl. Optischer LDCM 1310 nm mit mittlerer Reichweite B B B B B B

IRIG-B Zeitsynchronisationsmodul, mit PPS F Galvanisches RS485 Kommunikationsmodul G G G G Auswahl für Position Nr. 11.


ABB 89

Serielle Kommunikationseinheit für die Stationskommunikation #12 Hinweise und Regeln


X301

X311

Keine Platine für die Erstkommunikation enthalten X Keine Platine für die Zweitkommunikation enthalten X Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Kunststoff) A Anmerkung: Optisches Ethernet-

Modul, 2-Kanal Glas, ist zusam‐men mit SLM nicht zulässig. Serielles (Kunststoff) und LON (Glas) Kommunikationsmodul B

Serielles und LON-Kommunikationsmodul (Glas) C Serielle Kunststoffschnittstelle nach IEC 60870-5-103 F Serielle Kunststoff-/Glasschnittstelle nach IEC 60870-5-103 G Serielle Glasschnittstelle nach IEC 60870-5-103 H Optisches Ethernet-Modul, 1 Kanal Glas D Optisches Ethernet-Modul, 2 Kanal Glas E Auswahl für Position Nr. 12.

Hinweise

Um eine reibungslose Bearbeitung der Bestellung zu gewährleisten, bitten wir Sie, die aufgeführten Regeln zu beachten. Bitte beachten Sie, dasseinige Funktionen nur in Kombination mit anderen Funktionen bestellt werden können und dass manche Funktionen spezifische Hardware-Vor‐raussetzungen erfordern.

Beachten Sie zu den möglichen Anwendungsfunktionen bitte die vorhandene Funktionen-Tabelle.

ZubehörGPS-Antennen- und Befestigungsdetails

GPS-Antenne einschließlich Befestigungs-Garnitur Menge: 1MRK 001 640-AA

Antennenkabel, 20 m Menge: 1MRK 001 665-AA

Antennenkabel, 40 m Menge: 1MRK 001 665-BA

Schnittstellen-Umsetzer (für Gegenstations-Datenkommunikation)

Externer Schnittstellenkonverter von C37.94 auf G703 Menge: 1 2 1MRK 002 245-AA

Externer Schnittstellenumsetzer von C37.94 zu G703.E1 Menge: 1 2 1MRK 002 245-BA

Schutzabdeckung

Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/2 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AC

Schutzabdeckung für Rückseite der Einheit, 6HE, 1/1 x 19” Menge: 1MRK 002 420-AA


90 ABB

Externe Widerstands-Einheit

Hochohmige Widerstandseinheit 1-ph mit Widerstand und spannungsabhängigem Wider‐stand 20-100V

Menge:

1 2 3 RK795101-MA


Menge: RK795101-MB


Menge:

1 2 3 RK795101-CB


Menge: RK795101-DC


ABB 91

Einspeiseausrüstung

Regel: Bei Bestellung von empfindlichem Rotor-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert (Option B31) oder 100% Sta‐tor-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert (Option B32) ist Einspeiseausrüstung erforderlich.

Einspeiseeinheit (REX060) Menge: 1MRK 002 500-AA

Gehäuse

1/2 x 19" Rack-Gehäuse Basic

Backplanemodul (BPM) Basic

Mensch-Maschine-Schnittstelle

HMI- und Logikmodul (HLM) Basic

Einspeisemodule

Regel: Statoreinspeisemodul (SIM) wird benötigt, wenn 100% Stator-Erdfehlerschutz, ein‐speisungsbasiert (Option B32) ausgewählt wurde oder in REG670 aktiv ist.

Statoreinspeisemodul (SIM) 1MRK 002 544-AA

Regel: Rotoreinspeisemodul (RIM) wird benötigt, wenn empfindlicher Rotor-Erdfehler‐schutz, einspeisungsbasiert (Option B31) ausgewählt wurde oder in REG670 aktiv ist.

Rotoreinspeisemodul (RIM) 1MRK 002 544-BA


Regel: Ein Stromversorgungsmodul muss angegeben werden

Stromversorgungsmodul (PSM) 24-60 - VDC 1MRK 002 239-AB

90-250 - VDC 1MRK 002 239-BB

Einbaudetails mit Schutzart IP 40 von der Vorderseite

19”-Rack-Einbausatz 1MRK 002 420-BB

Wandmontagesatz für Einheit 1MRK 002 420-DA

Montagesatz für den bündigen Einbau von Klemmen 1MRK 000 020-Y

Zusätzliche IP54-Montagedichtung + Montagesatz für Einbaumontage der Einheit 1MRK 002 420-EA

Regel: REX061 erfordert REX060, zudem muss ein Rotoreinspeisemodul (RIM) in REX060 aus‐gewählt und der empfindliche Rotor-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert (Option B31) ausge‐wählt oder in REG670 aktiv sein.

Kopplungskondensator (REX061) Menge: 1MRK 002 550-AA

Regel: REX062 erfordert REX060, zudem muss ein Statoreinspeisemodul (SIM) in REX060 aus‐gewählt und der 100% Stator-Erdfehlerschutz, einspeisungsbasiert (Option B32) ausgewähltoder in REG670 aktiv sein.

Nebenschlusswiderstand (REX062) Menge: 1MRK 002 555-AA

Combiflex

Schlüsselschalter für Einstellungen

Schlüsselschalter zur Sperrung von Einstellungen über LCD-HMI Menge: 1MRK 000 611-A

Hinweis: Zum Anschluss des Schlüsselschalters sind Leitungen mit einem 10 A Combiflex Sockel an einer Seite zu verwenden.


92 ABB

Reihenmontage-Garnitur Menge: 1MRK 002 420-Z

Einspeiseeinheit für Rotor-Erdfehlerschutz (RXTTE 4) Menge: 1MRK 002 108-BA

Schutz-Widerstand auf Abdeckung Menge: RK795102-AD

Konfigurations- und Überwachungstools

Front-Verbindungskabel zwischen lokaler HMI und PC Menge: 1MRK 001 665-CA

LED Etikettenspezialpapier DIN A4 Format, 1 St. Menge:

RUTAKVAD‐

RAT V1 EN

1MRK 002 038-CA

LED Etikettenspezialpapier Letter-Format, 1 St. Menge:

RUTAKVAD‐

RAT V1 EN

1MRK 002 038-DA

Benutzerhandbücher

Anmerkung: Eine (1) CD "IED Connect" mit der Benutzerdokumentation (Benutzerhandbuch, TechnischeDaten, Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch, Anwendungs-Handbuch und Kurzeinführung), einAnschlussmaterial-Paket und eine LED-Schilder-Schablone liegen immer jedem IED bei.

Regel: Bitte geben Sie die Menge zusätzlich benötigter CDs "IED Connect" an. Menge: 1MRK 002 290-AB


ABB 93

Benutzerdokumentation

Regel: Bitte geben Sie die Anzahl der benötigten gedruckten Handbücher anBenutzerhandbuch

IEC Menge: 1MRK 502 028-UDE

ANSI Menge: 1MRK 502 028-UUS

Technisches Referenzhandbuch IEC Menge: 1MRK 502 027-UEN


Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch IEC Menge: 1MRK 502 029-UEN


Anwendungs-Handbuch IEC Menge: 1MRK 502 030-UEN


Engineering-Handbuch Menge: 1MRK 511 179-UEN

Referenzinformation

Für unsere Referenz und die Statistik würden wir uns über folgende Anwendungsdaten freuen:

Land: Endanwender:

Stationsname: Spannungspegel: kV

Generatorhersteller: Nennleistung: MVA

Turbinenart: Dampf , Gas , Wasser , Pumpspeicher , Nuklear , Andere ______________________

Zugehörige Dokumente

Dokumentation zu REG670 Dokumentennummer

Benutzerhandbuch 1MRK 502 028-UDE

Installations- und Inbetriebnahme-Handbuch 1MRK 502 029-UEN

Technisches Referenz-Handbuch 1MRK 502 027-UEN

Anwendungs-Handbuch 1MRK 502 030-UEN

Produktdatenblatt, kundenspezifisch 1MRK 502 031-BDE

Produktdatenblatt, vorkonfiguriert 1MRK 502 032-BDE

Rotor-Erdfehlerschutz mit Einspeiseeinheit RXTTE4 und REG670 1MRG001910


94 ABB

Verbindungs- und Montagekomponenten 1MRK 513 003-BEN

Test system, COMBITEST 1MRK 512 001-BEN

Zubehör für IEDs der 670 Serie 1MRK 514 012-BEN

SPA- und Signalliste der 670 Serie 1MRK 500 092-WEN

IEC 61850-Datenobjektliste der 670 Serie 1MRK 500 091-WEN

Engineering-Handbuch der 670 Serie 1MRK 511 240-UEN

Produktdatenblatt REG 216 1MRB520004-BEN

Differentialschutz und Binärsignalübertragung in Telekommunikationsnetzen - Einstellungs- und Anwendungsleitfa‐den 670 Serie

1MRK 505 260-UEN

Weitere Informationen siehe www.abb.com/substationautomation.


ABB 95

HTTP://WWW.ABB.COM/SUBSTATIONAUTOMATION

96

Kontakt

ABB ABSubstation Automation ProductsSE-721 59 Västerås, SchwedenTelefon +46 (0) 21 32 50 00Fax +46 (0) 21 14 69 18

www.abb.com/substationautomation

ABB AGEnergietechnikPostfach 10 03 5168128 Mannheim, DEUTSCHLANDTelefon +49 (0) 6 21 381 -30 00Fax +49 (0) 6 21 381 -26 45E-Mail [email protected]

http://www.abb.de 1MR

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